Capitolo 5 Risultati sperimentali e conclusioni 5.1 Premessa In questo capitolo sono riportati i risultati relativi all’errore percentuale giornaliero e agli oneri di sbilanciamento ottenuti nel caso dei grossisti (€/MWh_

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Capitolo 5

Risultati sperimentali e conclusioni 5.1 Premessa

In questo capitolo sono riportati i risultati relativi all’errore percentuale giornaliero e agli oneri di sbilanciamento ottenuti nel caso dei grossisti (€/MWh_consegnato) e dei produttori (€/MWh_non fornito)

sulla base delle funzioni di calcolo presentate nel capitolo precedente.

Si ricorda che condizione necessaria affinché la simulazione con tecnica di tipo Montecarlo casuale dia risultati attendibili, è avere un numero elevato di campioni; infatti l’errore medio progressivo sul valore atteso delle grandezze richieste diminuisce all’aumentare del numero di volte in cui si simula lo stesso giorno.

Nel caso in esame, le simulazioni sono state effettuate con numero di campioni pari a 10.000, ovvero si è simulato lo stesso giorno per 10.000 volte; valore che assicura la sostanziale convergenza dei risultati.

In particolare si noti che, avendo impostato il problema in termini probabilistici, ovvero, avendo supposto per ogni tipologia di cliente e per ogni ora del giorno una certa probabilità di errore tra previsione e profilo effettivo di potenza richiesta, sono state riportate le distribuzioni di probabilità dei risultati stessi, eventualmente sintetizzabili nel loro valor medio.

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5.2 Caso Grossisti

5.2.1 Errore % giornaliero

Si ricorda che si tratta del rapporto fra la somma degli errori assoluti orari e il carico giornaliero. I risultati ottenuti sono i seguenti:

− Per l’intero parco clienti

Fig. 5.1

− Per ogni tipologia di cliente

Tipologia A

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Tipologia B

Fig. 5.3 Tipologia C

Fig. 5.4

− Per cliente singolo

Cliente tipologia A

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Cliente tipologia B

Fig. 5.6 Cliente tipologia C

Fig. 5.7

Riepilogo valori errore % giornaliero

Tabella 5.1

Intero parco clienti Per tipologia di cliente Cliente singolo

Tipologia A 4,1 % 8,2 %

Tipologia B 2,7 % 5,4 %

Tipologia C

1,2 %

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Fig. 5.8

Nel grafico in fig. 5.8 è riportato l’andamento dell’errore % giornaliero per ogni cliente appartenente a ciascuna delle tre tipologie nei casi in cui si considera: l’intero parco clienti, ogni tipologia di cliente separata, e ogni singolo cliente appartenente a ciascuna tipologia. I singoli valori numerici, al di là dei trend, sono ovviamente dipendenti dai dati del singolo caso studio, in termini di previsione di richiesta di potenza, distribuzioni di probabilità dell’errore e distribuzioni di probabilità del fattore di contemporaneità.

Dai risultati ottenuti si osserva che, nel caso in cui si considera l’intero parco clienti ( ) l’errore % giornaliero è, ovviamente, lo stesso per tutti i clienti dell’intero parco.

Nel caso in cui si considera separatamente ciascuna tipologia di cliente ( ), ovvero si considera separatamente l’aggregato dei clienti appartenenti alla tipologia A, l’aggregato dei clienti appartenenti alla tipologia B e l’aggregato dei clienti appartenenti alla tipologia C, l’errore % giornaliero per ogni cliente appartenente alle tipologie A e B aumenta rispetto al caso in cui si considera l’intero parco clienti, mentre per ogni cliente appartenente alla tipologia C è minore. In altre parole, per un cliente C l’aggregazione con le altre due tipologie di clienti consente la compensazione mutua fra errori orari di segno opposto, ma la media pesata degli errori cresce ugualmente, in quanto prevale il fatto che i clienti A e B sbilanciano molto.

Infine, considerando singolarmente ogni cliente di ciascuna tipologia ( ), l’errore % giornaliero per ognuno di essi è maggiore rispetto ai due casi intero parco e per tipologia di cliente.

I risultati riportati in fig. 5.8 mettono in evidenza che i clienti appartenenti alla tipologia A sono quelli per i quali l’errore % giornaliero è maggiore, sia che si considerino singolarmente sia che si considerino aggregati tutti i clienti della stessa tipologia.

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5.2.2 Modello di calcolo degli oneri di sbilanciamento per l’anno 2006

I risultati del costo unitario di sbilanciamento, ottenuti con il modello di calcolo adottato per l’anno 2006, sono i seguenti:

− Per l’intero parco clienti

Fig. 5.9

Tipologia A

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Tipologia B

Fig. 5.12

Cliente appartenente alla tipologia A

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Cliente appartenente alla tipologia B

Fig. 5.14 Cliente appartenente alla tipologia C

Fig. 5.15

Osservazioni:

Nel caso in cui si considera l’intero parco clienti, il valore del costo unitario di sbilanciamento è circa 2 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.9)

Considerando separatamente le tre tipologie di cliente, i valori del costo unitario di sbilanciamento sono:

− per la tipologia A, ovvero per l’insieme di tutti gli 80 clienti appartenenti a tale tipologia, circa 53 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.10)

− per la tipologia B, ovvero per l’insieme di tutti i 25 clienti appartenenti a tale tipologia, circa 23 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.11)

− per la tipologia C, ovvero per l’insieme di tutti i 12 clienti appartenenti a tale tipologia, circa 5 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.12)

Nel caso in cui si considerano singolarmente i clienti di ciascuna tipologia, i valori del costo unitario di sbilanciamento sono:

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− per un cliente appartenente alla tipologia A, circa 173 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.13)

− per un cliente appartenente alla tipologia B, circa 64 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.14)

− per un cliente appartenente alla tipologia C, circa 10 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.15)

Riepilogo dei costi unitari di sbilanciamento valutati con il modello di calcolo 2006

Tabella 5.2

I risultati del costo unitario di sbilanciamento, ottenuti con il modello di calcolo adottato per l’anno 2007, sono i seguenti:

Fig. 5.16 Intero parco clienti Per tipologia di cliente Cliente singolo

Tipologia A 53 c€/ MWh_consegnato 173 c€/ MWh_consegnato

Tipologia B 23 c€/ MWh_consegnato 64 c€/ MWh_consegnato

Tipologia C

2 c€/ MWh_consegnato

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− Per ogni tipologia di cliente Tipologia A Fig. 5.17 Tipologia B Fig. 5.18 Tipologia C Fig. 5.19

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Fig. 5.20 Cliente appartenente alla tipologia B

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Osservazioni:

− per un cliente appartenente alla tipologia A circa 228 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.20)

− per un cliente appartenente alla tipologia B circa 129 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.21)

− per un cliente appartenente alla tipologia C circa 25 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.22)

Tabella 5.3

Tutti questi valori sono ovviamente più elevati rispetto al caso 2006, in quanto nel 2007 la franchigia d’errore è più bassa.

Tipologia C

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5.2.4 Ipotesi modello di calcolo degli oneri di sbilanciamento per l’anno 2008

I risultati del costo unitario di sbilanciamento, ottenuti con il modello di calcolo ipotizzato per l’anno 2008 sono i seguenti:

Fig. 5.23

Tipologia A

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Tipologia B

Fig. 5.26

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Cliente appartenente alla tipologia B

Fig. 5.29

Osservazioni:

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− per un cliente appartenente alla tipologia A circa 328 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.27)

− per un cliente appartenente alla tipologia B circa 220 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.28)

− per un cliente appartenente alla tipologia C circa 89 c€/ MWh_consegnato (Fig. 5.29)

Tabella 5.4

Tutti questi valori sono ovviamente più elevati rispetto ai casi 2006 e 2007, in quanto nel 2008 la franchigia d’errore è nulla.

Tipologia C

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Riepilogo dei costi unitari di sbilanciamento

Tabella 5.5

2006 2007 2008 2006 2007 2008 2006 2007 2008 Tipologia A 53 c€/MWh_consegnato 92 c€/MWh_consegnato 165 c€/MWh_consegnato 173 c€/MWh_consegnato 228 c€/MWh_consegnato 328 c€/MWh_consegnato Tipologia B 23 c€/MWh_consegnato 48 c€/MWh_consegnato 109 c€/MWh_consegnato 64 c€/MWh_consegnato 129 c€/MWh_consegnato 220 c€/MWh_consegnato Tipologia C 2 c€/MWh_consegnato 6 c€/MWh_consegnato 47 c€/MWh_consegnato 5 c€/MWh_consegnato 9 c€/MWh_consegnato 44 c€/MWh_consegnato 10 c€/MWh_consegnato 25 c€/MWh_consegnato 89 c€/MWh_consegnato

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5.2.5 Conclusioni

Confronto tra i costi unitari di sbilanciamento valutati con il modello di calcolo per l’anno 2006

Fig. 5.30

Il grafico riportato in fig. 5.30 rappresenta l’andamento del costo unitario di sbilanciamento (c€/ MWh_consegnato) per ogni cliente appartenente a ciascuna delle tre tipologie, valutato con il modello

di calcolo adottato per l’anno 2006.

I risultati ottenuti evidenziano che il cliente soggetto al costo di sbilanciamento più elevato è quello appartenente alla tipologia A, sia che si consideri singolarmente sia che si considerino aggregati tutti i clienti della stessa tipologia.

Questo risultato è in linea con quanto si poteva prevedere sulla base dei valori relativi all’errore % giornaliero, in quanto i clienti appartenenti alla tipologia A erano quelli in cui l’errore % giornaliero era maggiore rispetto alle altre tipologie.

Inoltre, dai risultati riportati in fig. 5.30 si osserva che se tutti i clienti dell’intero parco si aggregano insieme, essi sono soggetti allo stesso costo di sbilanciamento ( ); se i clienti si aggregano per tipologia ( ) o si considerano singolarmente ( ), il costo di sbilanciamento per ognuno di essi aumenta rispetto al caso in cui si considera l’intero parco clienti, vista l’assenza di compensazioni mutue fra errori orari di segno opposto.

Confrontando questi risultati e i valori dell’errore % giornaliero ottenuti precedentemente si notano alcune incongruenze.

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Infatti, i costi di sbilanciamento ottenuti sia per i clienti appartenenti alla tipologia A che per quelli appartenenti alla tipologia B rispecchiano qualitativamente gli andamenti dell’errore % giornaliero per le due tipologie di cliente, però sono proporzionalmente diversi.

Analogamente, per i clienti appartenenti alla tipologia C è interessante notare che, se i clienti appartenenti a tale tipologia si aggregano tra di loro ma non con quelli di tipo A e B, il costo di sbilanciamento a carico di ognuno di essi aumenta rispetto al caso in cui si considerano aggregati tutti i clienti dell’intero parco. Tale risultato è apparentemente in contrapposizione con quanto si poteva prevedere sulla base dei valori ottenuti per l’errore % giornaliero; infatti l’errore % giornaliero per l’aggregato di tutti i clienti appartenenti alla tipologia C è minore rispetto al caso in cui si considerano aggregati tutti i clienti dell’intero parco, quindi ci si attendeva che anche il costo di sbilanciamento fosse inferiore. Queste apparenti divergenze tra gli andamenti dell’errore % giornaliero e dei costi di sbilanciamento sono legate alla presenza di un’elevata franchigia d’errore, per cui, pur crescendo l’errore percentuale medio, gli oneri di sbilanciamento unitari non aumentano.

Quindi con il modello di calcolo adottato per l’anno 2006, per ogni cliente appartenente ad una delle tre tipologie (A, B, C), al fine di ridurre il costo unitario di sbilanciamento a proprio carico, è conveniente aggregarsi con tutti gli altri clienti della stessa tipologia o, ancora meglio, con tutti i clienti dell’intero parco.

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Fig. 5.31

Anche per questo modello di calcolo, il cliente soggetto al costo di sbilanciamento più elevato è quello appartenente alla tipologia A, sia che si consideri singolarmente sia che si considerino aggregati tutti i clienti della stessa tipologia; tale risultato è coerente con gli andamenti dell’errore % giornaliero ottenuti per la tipologia A.

I risultati riportati in fig. 5.31 sono qualitativamente analoghi a quelli ottenuti con il modello di calcolo 2006 ovvero, se tutti i clienti dell’intero parco si aggregano insieme, essi sono soggetti allo stesso costo di sbilanciamento ( ); se i clienti si aggregano per tipologia ( ) o si considerano singolarmente ( ), il costo di sbilanciamento per ognuno di essi aumenta rispetto al caso in cui si considera l’intero parco clienti.

Anche per il modello di calcolo 2007, confrontando i risultati ottenuti con i valori dell’errore % giornaliero ricavati precedentemente si notano alcune incongruenze.

Sulla diminuzione degli oneri unitari di sbilanciamento dei clienti di tipo C quando si aggregano con quelli di tipo A e B, in apparente contraddizione con l’aumento dell’errore percentuale medio, si possono svolgere le stesse considerazioni già evidenziate nel caso 2006

Quindi anche con il modello di calcolo adottato per l’anno 2007, per ogni cliente appartenente ad una delle tre tipologie (A, B, C), al fine di ridurre il costo unitario di sbilanciamento a proprio

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carico, è conveniente aggregarsi con tutti gli altri clienti della stessa tipologia o, ancora meglio, con tutti i clienti dell’intero parco.

E’ evidente che i valori dei costi unitari di sbilanciamento ottenuti sono maggiori rispetto a quelli ricavati con il modello di calcolo 2006 in quanto, per il modello 2007, il costo di sbilanciamento è stato calcolato tenendo conto della franchigia di errore pari al 3%, mentre per il modello 2006 era pari al 7%.

Fig. 5.32

Anche per questo modello di calcolo si osserva che, se tutti i clienti dell’intero parco si aggregano insieme, essi sono soggetti allo stesso costo di sbilanciamento ( ).

A differenza dei modelli di calcolo precedenti, se i clienti si aggregano per tipologia ( ), il costo di sbilanciamento a carico di ogni cliente appartenente alla tipologia A o alla tipologia B aumenta rispetto al caso in cui si considerano aggregati tutti i clienti dell’intero parco; invece per un cliente appartenente alla tipologia C il costo di sbilanciamento risulta inferiore. Infatti l’errore percentuale diminuisce e non c’è più l’effetto calmierante della franchigia d’errore come nei casi 2006 e 2007. Infine, se si considerano singolarmente i clienti di ciascuna tipologia ( ), il costo di sbilanciamento per ognuno di essi aumenta rispetto ai casi precedenti, intero parco e per tipologia di cliente.

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Anche per questo modello di calcolo, il cliente soggetto al costo di sbilanciamento più elevato è quello appartenente alla tipologia A.

Con il modello di calcolo ipotizzato per l’anno 2008, per un cliente appartenente alle tipologie A o B, al fine di ridurre il costo unitario di sbilanciamento a proprio carico, è conveniente aggregarsi con tutti gli altri clienti della stessa tipologia o, ancora meglio, con tutti i clienti dell’intero parco. Invece, per i clienti appartenenti alla tipologia C, la condizione ottimale per ridurre il costo unitario di sbilanciamento a proprio carico è aggregarsi con i clienti della stessa tipologia e non con l’intero parco clienti.

E’ evidente che i valori dei costi unitari di sbilanciamento ottenuti sono maggiori rispetto a quelli ottenuti con i modelli di calcolo 2006 e 2007 in quanto, per il modello 2008, il costo di sbilanciamento è stato valutato nell’ipotesi in cui la franchigia di errore sia nulla, quindi il calcolo è stato effettuato su tutta l’energia di sbilanciamento.

Confronto tra i costi unitari di sbilanciamento valutati per tipologia di cliente

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Fig. 5.34

Fig. 5.35

I grafici riportati in fig. 5.33, 5.34, 5.35 rappresentano rispettivamente l’andamento dei costi unitari di sbilanciamento (c€/MWh_consegnato) a carico di ogni cliente appartenente alle tipologie A, B, C

valutati con i tre modelli annuali di calcolo. Per tutti e tre i grafici si nota che, sia che il singolo cliente si aggreghi con tutti i clienti dell’intero parco, sia che si aggreghi con i clienti della stessa tipologia, sia che si consideri singolarmente, il costo di sbilanciamento a proprio carico aumenta ovviamente in ordine crescente per i diversi modelli di calcolo (Modello 2006 - Modello 2007 - Modello 2008) per effetto del diverso valore della franchigia di cui si tiene conto.

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Tutte le considerazioni sopra riportate riguardo i risultati ottenuti attraverso le simulazioni, sono riferite al caso in cui si analizza il problema di calcolo degli oneri di sbilanciamento dal punto di vista del cliente.

Volendo esaminare il problema dal punto di vista di un grossista, è interessante esclusivamente quantificare gli oneri di sbilanciamento a proprio carico derivanti dagli sbilanciamenti tra i programmi di prelievo e i prelievi effettivi relativi all’intero parco clienti gestito dal grossista stesso.

In fig. 5.36 si riportano i costi unitari di sbilanciamento (c€/ MWh_consegnato) a carico di un grossista

valutati con i modelli di calcolo adottati per gli anni 2006, 2007, 2008.

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5.3 Caso Produttori

5.3.1 Errore % giornaliero

Si ricorda che si tratta del rapporto fra la somma degli errori assoluti orari e il carico giornaliero. I risultati ottenuti sono i seguenti:

− Piccolo parco

Fig. 5.37

− Grande parco

Fig. 5.38

Riepilogo valori errore % giornaliero

Senza guasto Piccolo parco Grande parco

1,2 % 1,96 % 1,29 %

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Fig. 5.39

Nel grafico in fig. 5.39 è riportato l’andamento dell’errore % giornaliero per un produttore nei casi in cui si considera: piccolo parco e grande parco.

Inoltre è stato riportato anche l’errore % giornaliero relativo al caso in cui non si tiene di conto della probabilità di guasto dei gruppi; tale valore coincide ovviamente con quello ottenuto per i grossisti nel caso in cui si considera l’intero parco clienti, ovvero dipende esclusivamente dall’errore associato al carico.

Dai risultati riportati in fig. 5.39 si nota che l’errore % giornaliero nel caso del piccolo parco è superiore rispetto al caso del grande parco. Infatti, il verificarsi di un guasto del singolo gruppo che alimenta il piccolo parco determina sempre la perdita di tutta la generazione; specularmente, nel caso del grande parco, qualora la riserva rotante dei gruppi fosse gestita con criterio N-1, nel caso della perdita di un singolo gruppo l’errore di sbilanciamento sarebbe praticamente nullo1.

1

Anche in assenza di riserva rotante propria del produttore, l’errore percentuale sarebbe comunque inferiore nel grande parco, data la distribuzione binomiale della potenza di generazione disponibile.

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I risultati del costo unitario di sbilanciamento, ottenuti con il modello di calcolo adottato per l’anno 2006 sono i seguenti: − Piccolo parco Fig. 5.40 − Grande parco Fig. 5.41 Osservazioni:

I valori del costo unitario di sbilanciamento ottenuti per i due casi sono:

− Piccolo parco, circa 31 c€/ MWh_non fornito (Fig. 5.40). E’un valore molto elevato, in quanto

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− Grande parco, circa 3 c€/ MWh_non fornito (Fig. 5.41). E’ un valore molto piccolo (molto più

piccolo di quanto ci si poteva attendere dall’andamento degli errori medi), in quanto il guasto di un singolo impianto genera un errore che spesso è entro franchigia.

Nell’ipotesi in cui non si tenga conto della probabilità di guasto dei gruppi, per entrambi i casi, il valore del costo unitario di sbilanciamento è uguale a quello calcolato per i grossisti nel caso in cui si considera l’intero parco clienti, ovvero circa 2 c€/ MWh_non fornito).

2 c€/MWh_non fornito 31 c€/MWh_non fornito 3 c€/MWh_non fornito Tabella 5.7

I risultati del costo unitario di sbilanciamento, ottenuti con il modello di calcolo adottato per l’anno 2007 sono i seguenti:

− Piccolo parco

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− Grande parco

Fig. 5.43

Osservazioni:

I valori del costo unitario di sbilanciamento ottenuti per i due casi sono: − Piccolo parco, circa 37 c€/ MWh_non fornito (Fig. 5.42)

− Grande parco, circa 9 c€/ MWh_non fornito (Fig. 5.43)

Rispetto al 2006, l’onere nel caso di piccolo parco sale di poco (in quanto il guasto genera uno sbilanciamento che, in entrambi gli anni, è abbondantemente fuori franchigia). Viceversa, l’effetto di riduzione della franchigia dal 2006 al 2007 si fa sentire molto nel caso del grande parco.

Nell’ipotesi in cui non si tenga conto della probabilità di guasto dei gruppi, per entrambi i casi, il valore del costo unitario di sbilanciamento è uguale a quello calcolato per i grossisti nel caso in cui si considera l’intero parco clienti, ovvero circa 6 c€/ MWh_non fornito.

6 c€/MWh_non fornito 37 c€/MWh_non fornito 9 c€/MWh_non fornito Tabella 5.8

5.3.4 Ipotesi modello di calcolo degli oneri di sbilanciamento per l’anno 2008

I risultati del costo unitario di sbilanciamento, ottenuti con il modello di calcolo adottato per l’anno 2008 sono i seguenti:

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− Piccolo parco

Fig. 5.44

− Grande parco

Fig. 5.45

Osservazioni:

I valori del costo unitario di sbilanciamento ottenuti per i due casi sono: − Piccolo parco, circa 79 c€/ MWh_non fornito (Fig. 5.44)

− Grande parco, circa 52 c€/ MWh_non fornito (Fig. 5.45)

Come si vede, in assenza di franchigia il rapporto fra gli oneri di sbilanciamento dei due parchi diventa pari al rapporto fra gli errori.

Nell’ipotesi in cui non si tenga conto della probabilità di guasto dei gruppi, per entrambi i casi, il valore del costo unitario di sbilanciamento è uguale a quello calcolato per i grossisti nel caso in cui si considera l’intero parco clienti, ovvero circa 47 c€/ MWh_non fornito.

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Senza guasto Piccolo parco Grande parco 47 c€/MWh_non fornito 79 c€/MWh_non fornito 52 c€/MWh_non fornito Tabella 5.9 5.3.5 Conclusioni

Riepilogo dei costi unitari di sbilanciamento a carico di un produttore

2006 2007 2008 Senza guasto 2 c€/MWh_non fornito 6 c€/MWh_non fornito 47 c€/MWh_non fornito Piccolo parco 31 c€/MWh_non fornito 37 c€/MWh_non fornito 79 c€/MWh_non fornito Grande parco 3 c€/MWh_non fornito 9 c€/MWh_non fornito 52 c€/MWh_non fornito Tabella 5.10

Fig. 5.46

Il grafico riportato in fig. 5.46 rappresenta l’andamento del costo unitario di sbilanciamento (c€/ MWh_non fornito) a carico di un produttore valutato con il modello di calcolo adottato per l’anno

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Oltre ai costi di sbilanciamento relativi ai casi piccolo parco e grande parco, è stato riportato anche il costo di sbilanciamento ottenuto nell’ipotesi in cui non si tenga conto della probabilità di guasto dei gruppi ( ).

Tale valore coincide con il costo di sbilanciamento a carico dei grossisti ottenuto nel caso in cui si considera l’intero parco clienti ed è ovviamente il più piccolo rispetto agli altri, in quanto è legato esclusivamente all’errore associato al carico.

Dai risultati riportati in fig. 5.46 si nota che nel caso di piccolo parco ( ), il costo di sbilanciamento a carico del produttore è superiore rispetto ai casi senza guasto ( ) e grande parco ( ).

Tali risultati rispecchiano qualitativamente gli andamenti dell’errore % giornaliero anche se sono proporzionalmente diversi; infatti, per il modello di calcolo 2006, i costi di sbilanciamento sono valutati tenendo conto della franchigia di errore pari al 7%, quindi il calcolo dell’onere non viene effettuato su tutta l’energia di sbilanciamento ma solo su quella fuori franchigia.

Fig. 5.47

2007.

Analogamente al modello di calcolo 2006, oltre ai costi di sbilanciamento relativi ai casi piccolo parco e grande parco, è stato riportato anche il costo di sbilanciamento ottenuto nell’ipotesi in cui non si tenga conto della probabilità di guasto dei gruppi ( ).

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Anche per questo modello di calcolo, nel caso di piccolo parco ( ), il costo di sbilanciamento a carico del produttore è superiore rispetto ai casi senza guasto ( ) e grande parco ( ).

I risultati riportati in fig. 5.47 rispecchiano qualitativamente gli andamenti dell’errore % giornaliero anche se sono proporzionalmente diversi; infatti, per il modello di calcolo 2007, i costi di sbilanciamento sono valutati tenendo conto della franchigia di errore pari al 3%, quindi il calcolo dell’onere non viene effettuato su tutta l’energia di sbilanciamento ma solo su quella fuori franchigia.

E’ evidente che i valori dei costi unitari di sbilanciamento ottenuti sono maggiori rispetto a quelli ricavati con il modello di calcolo 2006 in quanto, per il modello 2007, il costo di sbilanciamento è stato calcolato tenendo conto della franchigia di errore pari al 3%, mentre per il modello 2006 era pari al 7%.

Fig. 5.48

2008.

Analogamente ai modelli di calcolo precedenti, oltre ai costi di sbilanciamento relativi ai casi piccolo parco e grande parco, è stato riportato anche il costo di sbilanciamento ottenuto nell’ipotesi in cui non si tenga conto della probabilità di guasto dei gruppi ( ).

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Anche per questo modello di calcolo, nel caso di piccolo parco ( ), il costo di sbilanciamento a carico del produttore è superiore rispetto ai casi senza guasto ( ) e grande parco ( ).

A differenza dei modelli di calcolo precedenti, si nota che gli andamenti dei costi unitari di sbilanciamento a carico del produttore sono coerenti con gli andamenti dell’errore % giornaliero, in quanto il calcolo degli oneri di sbilanciamento è stato effettuato nell’ipotesi in cui per l’anno 2008 non sia applicata alcuna franchigia di errore, ovvero su tutta l’energia di sbilanciamento.

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Confronto tra i costi unitari di sbilanciamento valutati nei casi: Senza guasto, Piccolo parco, Grande parco

Fig. 5.49

Nel grafico in fig. 5.49 è riportato il confronto tra i costi di sbilanciamento a carico di un produttore (c€/ MWh_non fornito), ottenuti con i vari modelli

di calcolo e suddivisi nei casi: senza guasto, piccolo parco e grande parco.

Per tutti e tre i casi si osserva che il costo unitario di sbilanciamento aumenta in ordine crescente per i diversi modelli di calcolo (Modello 2006 – Modello 2007 – Modello 2008) ma con proporzioni diverse per ogni caso.

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Infine, dai risultati ottenuti con i tre modelli di calcolo, è interessante notare che i costi unitari di sbilanciamento a carico di un produttore hanno confermato gli andamenti prevedibili.

Infatti nel caso di piccolo parco era evidente che il costo di sbilanciamento fosse maggiore rispetto ai casi senza guasto e grande parco in quanto un eventuale guasto del gruppo che alimenta il parco clienti determina la perdita tutta la generazione; di conseguenza l’errore % giornaliero e quindi il costo di sbilanciamento sarà maggiore rispetto agli altri casi.

Invece, nel caso di grande parco si è tenuto di conto del fatto che la perdita contemporanea di uno o più gruppi di generazione può creare uno squilibrio tra profilo effettivo e previsione di potenza richiesta esclusivamente se la potenza totale oraria generata è inferiore a quella richiesta.

Per esempio è possibile che in un’ora di basso carico, in cui i gruppi funzionano al di sotto della potenza nominale, pur avendo la perdita di un gruppo o contemporaneamente di più gruppi, l’errore tra previsione oraria e profilo effettivo orario sia comunque trascurabile in quanto la riserva rotante associata ai gruppi ancora in servizio è in grado di ristabilire rapidamente l’equilibrio tra generazione e carico.

Inoltre anche nelle ore di carico massimo, la perdita di uno o più gruppi può creare un errore % orario che comunque è al di sotto di quello che si ottiene per il piccolo parco in quanto non si perde completamente la generazione.