Interventi

Come gestire il rischio di sbilanciamento nel mondo dell’energy

Modelli matematici e predittivi per elaborare strategie vincenti di riduzione del rischio economico e garantire la stabilità del sistema elettrico

Pubblicato il 18 Ott 2023

Luigi Poderico

Account Manager Energy, Utilities & Enterprise, Deda Next

Sin dalle scuole superiori, durante le lezioni di fisica, ci viene insegnato che l’energia elettrica ha una caratteristica che la distingue da fonti energetiche primarie come il petrolio o il gas naturale: è immateriale. Ma cosa comporta questa sua proprietà per il mercato dell’energia?
La mancanza di una forma fisica fa sì che l’energia elettrica non sia facilmente conservabile e, di conseguenza, che non possa essere accumulata in grandi quantità e a basso costo. Per poterla immagazzinare, infatti, è necessario convertirla in altre forme, come ad esempio in energia potenziale gravitazionale o in energia chimica, attraverso processi di trasformazione che comportano perdite di efficienza e costi aggiuntivi, e che ne rendono quindi l’accumulo meno conveniente rispetto ad altri vettori energetici.
Ecco perché l’energia elettrica deve essere prodotta al momento del bisogno, in base alla domanda dei consumatori. Quest’ultima è però soggetta a continue variazioni nel tempo, in funzione di diversi fattori, come per esempio le condizioni meteorologiche, le abitudini degli utenti, gli eventi eccezionali. Un fattore critico questo, dato che, per garantire la continuità e la qualità del servizio elettrico, è sempre necessario un perfetto bilanciamento tra la quantità di energia prodotta e consumata. Un equilibrio che deve essere mantenuto istante per istante, per evitare che si verifichino anomalie o interruzioni nella fornitura, e garantito dall’attività di dispacciamento che governa e monitora i flussi di elettricità sulla rete.

Cosa succede quando non c’è bilanciamento?

La qualità e la certezza della fornitura energetica dipendono dunque dal bilanciamento del sistema elettrico e dalla capacità di intervenire prontamente, quando necessario, per compensare le differenze tra la domanda e l’offerta di energia elettrica. Quest’attività – il dispacciamento, appunto – è affidata ai Transmission System Operator (TSO), cioè ai gestori della rete di trasporto dell’energia.
Gli utenti del dispacciamento (UdD) sono invece i produttori o gli acquirenti di energia elettrica che partecipano al processo di bilanciamento, dichiarando in anticipo al mercato elettrico all’ingrosso le loro stime di produzione o consumo per ogni ora di consegna. Queste previsioni, però, possono non corrispondere esattamente alla realtà operativa, perché sono soggette a fattori imprevisti o non controllabili, come le previsioni di irraggiamento e di ventosità, le fluttuazioni della domanda o i guasti degli impianti.
In questi casi si generano degli sbilanciamenti tra la quantità di energia dichiarata e quella effettivamente scambiata. È qui che entra in campo il TSO che, per compensare in tempo reale questi disequilibri, provvede ad attivare delle risorse energetiche per erogare servizi di flessibilità. Si tratta di interventi impegnativi e onerosi e, per compensarne i costi e al tempo stesso diminuirne la frequenza, il Transmission System Operator applica dei meccanismi economici che incentivano gli utenti di dispacciamento a ridurre i loro sbilanciamenti e a contribuire all’equilibrio del sistema. In particolare, per ogni UdD viene calcolato un onere che dipende dal segno e dall’entità dello sbilanciamento da lui provocato e che può portare a un incremento dei costi non solo per gli operatori del mercato energetico, ma anche per gli utenti finali.

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Il rischio di sbilanciamento: come funziona

Il rischio di sbilanciamento può essere compreso meglio attraverso un esempio concreto, basato su dati reali. Il caso riguarda un attore del mercato energetico che opera in acquisto, ma può essere esteso anche alla vendita.
Un utente di dispacciamento decide di prenotare in acquisto una certa quantità di energia elettrica basandosi su una sua ipotesi di consumo. Nel caso considerato, l’errore assoluto di previsione per ogni ora è compreso tra -1 MWh e +1 MWh, con distribuzione uniforme: questo vuol dire che lo sbilanciamento indotto dall’UdD è casuale e compreso tra -1 MWh e +1 MWh.
Il grafico che segue riporta dieci diversi scenari di sbilanciamento. Meglio, riporta il valore cumulato del maggior costo o maggior ricavo dovuto allo sbilanciamento. I dieci scenari considerati sono tra loro equivalenti dal punto di vista statistico, perché ogni previsione applicata è sbagliata allo stesso modo. A seconda dello scenario – e quindi del diverso andamento del portafoglio gestito – cambia però il valore con cui l’utente di dispacciamento chiude il mese: si va da un costo aggiuntivo di circa 3000 euro, nel caso in cui lo sbilanciamento provocato dall’UdD abbia accentuato il disequilibrio del sistema, a un maggior ricavo di circa 2000 euro, nel caso in cui abbia invece contribuito al suo equilibrio.
Saper fare delle buone previsioni di consumo o di produzione è quindi una condizione necessaria per operare sul mercato dell’energia elettrica, ma non è sufficiente per controllare il rischio finanziario dovuto allo sbilanciamento. È infatti importante considerare anche l’andamento generale del sistema elettrico, capire se la sua tendenza allo sbilanciamento vada nella direzione di un eccesso di produzione o consumo, e sulla base di questo orientare le proprie scelte.

Una gestione accorta del rischio di sbilanciamento

Il fatto che lo sbilanciamento provocato da un UdD possa essere premiante o penalizzante è il punto di partenza per costruire strumenti quantitativi di gestione del rischio. Strumenti sostenuti da modelli matematici capaci di prevedere se lo sbilanciamento del sistema sia provocato da un aumento della domanda o dell’offerta di energia elettrica e, sulla base di questo, delineare delle possibili strategie di azione da parte degli utenti di dispacciamento.
Il diagramma che segue mostra l’applicazione di una tecnica di gestione del rischio di sbilanciamento ai dieci scenari già analizzati. Le ipotesi di consumo elaborate dall’UdD vengono modificate alterando l’errore previsionale del 10% nella direzione opportunistica indicata da una predizione del segno di sbilanciamento corretta nel 60% dei casi.
Nell’esempio considerato, la modifica apportata alle ipotesi di consumo è decisamente limitata e l’efficacia delle previsioni del segno di sbilanciamento è appena superiore alla probabilità di ottenere testa o croce dal lancio di una moneta. Ma tanto basta per spostare la variabilità della penale cumulata in una zona di maggior sicurezza. Il massimo costo aggiuntivo, infatti, è ora di circa 500 euro, mentre il maggior ricavo è di circa 2000 euro.
Una gestione accorta del rischio di sbilanciamento attraverso tecniche adeguate porta quindi vantaggi sia per i produttori sia per gli acquirenti di energia elettrica, oltre a ridurre in generale i costi per tutto il sistema, con ripercussioni positive anche per gli utenti finali. Nel caso di chi vende all’ingrosso, specialmente energie rinnovabili, consente infatti di diminuire il costo del dispacciamento e di aumentare la redditività e il ritorno dell’investimento. Nel caso di chi acquista all’ingrosso, invece, permette di mantenere più bassi e stabili i prezzi di vendita al dettaglio.

Restare al passo con l’evoluzione del mercato energetico

Nel corso degli anni, la normativa relativa alla valorizzazione degli sbilanciamenti è cambiata più volte per adattarsi all’evoluzione del contesto di mercato. Altri cambiamenti stanno arrivando, come la definizione dinamica delle zone di sbilanciamento e la trasformazione dei mercati elettrici ridisegnati dal nuovo Testo integrato del dispacciamento elettrico (TIDE), che consentirà anche ai piccoli produttori di entrare nel mercato dei servizi di bilanciamento.
Queste evoluzioni possono influenzare profondamente il comportamento del mercato elettrico: ecco perché, nell’elaborare le proprie tecniche di gestione del rischio di sbilanciamento, gli utenti di dispacciamento devono potersi affidare a strumenti operativi sostenuti da modelli matematici costantemente aggiornati, come quelli che proponiamo in Deda Next.
La nostra EMS Core Platform offre una piattaforma analitica avanzata, utilizzabile su tutti i mercati all’ingrosso dell’energia elettrica, come MGP, CRIDA e XBID. Una soluzione che supporta l’allineamento degli algoritmi con l’evoluzione della normativa, e che si adatta agli obiettivi del singolo operatore e alle specifiche caratteristiche del portafoglio di produzione e consumo gestito, per fornire risposte personalizzate e sempre adeguate al contesto.
Essere al fianco degli operatori dell’energy, per affiancarli nella valutazione dei nuovi scenari e nell’elaborazione delle strategie di business più adatte, è un impegno che portiamo avanti a livello di Gruppo e che condividiamo con un’altra società di Dedagroup: ORS. Insieme, grazie all’integrazione delle nostre soluzioni e competenze, supportiamo l’evoluzione del mercato dell’energia.

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Luigi Poderico
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