L’INTEGRAZIONE DELLE RINNOVABILI NELLA RETE:
IL PUNTO DI VISTA DI DANSKE COMMODITIES ITALIA
di Fabio Terni
 Mentre i regolatori di tutta Europa sono impegnati nel cercare le soluzioni più efficienti per una corretta integrazione delle rinnovabili nel mercato, nell’agosto scorso il regolatore tedesco ha pubblicato un’importante riforma del Renewable Energy Act (EEG) introdotto per la prima volta nel 2000 (vedi box). Nei Paesi in cui le rinnovabili non dispacciabili occupano già una quota rilevante del mix energetico, si è assistito alla sempre più frequente introduzione di provvedimenti volti ad assegnare ai produttori crescenti responsabilità, esponendoli maggiormente ai rischi di mercato.
A questo proposito, una delle ultime modifiche regolatorie nel panorama italiano riguarda proprio i costi di sbilanciamento dei quali i produttori di energia da fonte rinnovabile sono ora chiamati a farsi carico. Tradotto per i non addetti ai lavori, ciò significa che i produttori da fonte rinnovabile in Italia sono ora economicamente responsabili per ogni deviazione dell’effettiva produzione dei loro impianti rispetto alla previsione di produzione precedentemente nominata sul mercato.
“È una situazione delicata - commenta Dario Gallanti, Key Account Manager di Danske Commodities Italia - essendo molti produttori da fonte rinnovabile storicamente abituati a consegnare il dispacciamento dell’energia a soggetti regolati - come il GSE in Italia, tramite il servizio di Ritiro Dedicato, o i TSO in altri mercati - quasi prendendo le distanze dall’interazione dei loro impianti con il resto del sistema. In questo momento, in cui viene assegnata loro una crescente responsabilità nell’operation degli impianti, il supporto dei trader diventa fondamentale per una corretta gestione del rischio operativo dei loro asset”.
Come service provider, qual è il vostro contributo all’integrazione delle rinnovabili nel sistema?
**In generale si può dire che i trader che offrono servizi di dispacciamento per le rinnovabili in Europa siano andati ben oltre le attività di trading tradizionali. Bilanciare un portafoglio rinnovabile significa avere un forte focus nella raccolta e nell’analisi dei dati meteo e di mercato al fine di aggiornare continuamente le previsioni di produzione degli impianti e il rischio connesso 24 ore su 24, per sette giorni la settimana, tutto l’anno.
Gli aggiustamenti ai forecast di produzione vengono effettuati tramite una continua compravendita di energia nel mercato domestico e possibilmente in altri mercati Europei. Benché i sistemi IT e i modelli rimangano lo strumento core  delle società di trading, ad oggi non è inusuale trovare meteorologi sui trading floor con funzione di supporto al decision making. A Danske Commodities, avendo uno dei maggiori team di trading intraday in Europa, per esempio ne abbiamo due.
Come può la tecnologia degli impianti venire in aiuto al lavoro del trader?
**La tecnologia ricopre un ruolo fondamentale nelle nostre attività legate alle rinnovabili, principalmente per quel che riguarda i sistemi di comunicazione. Quelli cosiddetti passivi includono i sistemi SCADA e le soluzioni live data, che permettono ai trader di aver un aggiornamento in tempo reale riguardo la produzione del proprio portafoglio di impianti.
I sistemi di comunicazione attivi, quali i sistemi di telecontrollo, ci consentono invece di reagire in tempo reale ai segnali di mercato, laddove possibile. Per esempio nel mercato tedesco, in cui i prezzi possono assumere valori negativi, è economicamente conveniente interrompere il funzionamento di una turbina eolica nel momento in cui il valore dell’incentivo non compensa l’importo da pagare per continuare ad immettere l’energia in rete.
Quali benefici avete dall’essere presenti in tutta Europa?
**Essendo una società danese possiamo dire che le rinnovabili sono nel nostro DNA; in particolare l’area di Aarhus, dove siamo basati, è riconosciuta a livello internazionale per essere il cuore pulsante dell’energia eolica in Europa. Pur essendo presenti localmente in ognuno dei mercati europei in cui siamo attivi, il trading degli impianti dei nostri clienti è centralizzato nella nostra sede danese, che rappresenta un centro di eccellenza.
La nostra presenza a livello europeo ci aiuta certamente a identificare i trend, specialmente nei mercati meno maturi, come è il caso ad esempio per la recente Delibera AEEGSI circa gli sbilanciamenti FER.
…che è stata pubblicata dopo un lungo processo decisionale. In che cosa differisce questa legge rispetto a quelle di altri Paesi in cui lavorate?
**Con la Del. 522/2014 di fine ottobre il regolatore ha definito un contesto normativo molto simile a quello del mercato tedesco e di altri Paesi del Nord Europa. Come giustamente ricordato, questo provvedimento arriva a seguito di un lunghissimo processo decisionale che ha coinvolto TAR e Consiglio di Stato ed è solo l’ultimo di numerosi cambiamenti regolatori che i produttori si sono trovati a fronteggiare dopo l’entrata in funzione dei loro impianti (IMU, Robin Tax, cancellazione dei prezzi minimi garantiti e spalma incentivi, per menzionarne alcuni). La differenza in questo caso è che l’intervento non è meramente punitivo ma rappresenta un’opportunità per i grandi produttori da fonte rinnovabile per andare sul mercato libero e scegliere il trader che meglio può supportarli nel bilanciamento della produzione del loro portafoglio di impianti.
In Germania questa transizione verso il mercato libero è stata facilitata tramite uno specifico incentivo (vedi box) mentre in Italia non sono previsti aiuti specifici per i produttori che si affideranno a soggetti privati per minimizzare i costi di sbilanciamento dei loro impianti.
Quali sono le principali differenze tra le vostre attività nel mercato tedesco e in quello italiano?
**Ovviamente le attività in uno specifico mercato sono fortemente dipendenti dal contesto regolatorio. Possiamo dire che il mercato tedesco sia uno dei maggiormente avanzati a livello europeo e risulta chiaro come questo venga preso a modello dal mercato italiano nelle sue best practice.
La principale differenza nelle nostre attività quotidiane tra i due mercati risiede nel fatto che la Germania ha un mercato continuo, ovvero il mercato intraday prevede negoziazioni aperte 24/7 consentendo a noi trader di effettuare compravendite fino a 45 minuti prima della consegna fisica, il che rappresenta sicuramente una soluzione più adeguata rispetto alle quattro  sessioni intraday del mercato italiano. Per questa ragione abbiamo i nostri trader davanti agli schermi continuamente, 24 ore al giorno, 365 giorni all’anno, anche la vigilia di Natale!
Quali sono le vostre aspettative in tal senso per il futuro nel mercato italiano?
**Benché il market coupling preveda l’aumento delle sessioni di mercato intraday, la configurazione italiana basata su sessioni discrete non è altrettanto efficace quanto quella basata sulla sessione continua. La possibilità per gli operatori di effettuare aggiustamenti continui ai programmi di immissione, nel modo più ravvicinato possibile alla delivery fisica, è sicuramente uno degli strumenti principali da introdurre nel mercato per ottimizzare la gestione della quota parte di produzione rinnovabile nel mix energetico italiano.
Inoltre, a prescindere dalle decisioni che saranno prese circa il disegno di mercato, ci aspettiamo un contesto regolatorio maggiormente stabile nel futuro. Sfortunatamente per ora è più un auspicio che un’aspettativa.
In che modo la struttura di rete influenza le vostre attività?
**Effettivamente le regole di dispacciamento rappresentano un’altra differenza molto importante tra i mercati europei. Mentre in Italia si effettua il trading del singolo impianto rilevante in un mercato diviso in zone per sopperire a vincoli di rete, il mercato tedesco è basato sul cosiddetto self-dispatching in cui gli utenti del dispacciamento sono responsabili del bilanciamento della totalità del portafoglio in un’unica zona di mercato, non dovendo considerare vincoli di rete. Una struttura aggregata di questo tipo torna davvero comoda per dispacciare gli oltre 4.500 MW di impianti rinnovabili dei nostri clienti!
Basandovi sulla vostra esperienza, che cosa devono aspettarsi i produttori da fonte rinnovabile italiani dall’introduzione dei prezzi negativi in un prossimo futuro?
**Benché ad oggi operare in mercati con la possibilità di prezzi negativi sia la situazione standard per noi, come già detto ogni intervento regolatorio deve essere contestualizzato nello specifico mercato. I prezzi negativi rappresentano il segnale con cui il mercato traduce l’eccesso di produzione e un corretto sviluppo del mercato: essendo il parco di generazione italiano caratterizzato da tecnologie molto più flessibili (ad esempio, i cicli combinati) rispetto a quello tedesco è ragionevole aspettarsi un impatto inferiore dei prezzi negativi sulla curva del prezzo dell’energia.
La Danimarca è uno dei Paesi all’avanguardia per quel che riguarda la partecipazione delle rinnovabili al mercato dei servizi ancillari. Quali sono le vostre aspettative a riguardo?
**Ad oggi gli impianti da fonte rinnovabile danesi partecipano attivamente al mercato dei servizi ancillari e ci attendiamo che la Germania vada nella stessa direzione nel corso del prossimo anno, non appena definito il nuovo contesto normativo. Per cogliere le opportunità del mercato dei servizi è necessario dotare gli impianti di tecnologie abilitanti quali sistemi di comunicazione e controllo della produzione, per adeguare il loro funzionamento alle esigenze del sistema elettrico.
Nel mercato italiano abbiamo assistito ad un interesse crescente sul tema sia da parte dei nostri clienti sia da altri operatori, ma ad oggi non ci aspettiamo grandi stravolgimenti in tal senso prima dei prossimi 2-3 anni.
State anche guardando a tecnologie di storage stand-alone da una prospettiva di trading?
Abbiamo avuto la possibilità di effettuare alcune valutazioni a questo proposito nel corso dell’ultimo anno ma, dato il costo della tecnologia, siamo in contatto principalmente con realtà emergenti e progetti pilota. Ciononostante siamo profondamente convinti delle potenzialità e dell’importanza del ruolo delle differenti tecnologie di energy storage nel prossimo futuro.
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The German dispatching model
In 2012 German renewable producers were first given the chance of choosing between a traditional FIT system, where the TSOs used to go on the market on producers’ behalf recognising a fixed all-inclusive amount to them, and the new Direktvermarktung (DV) market premium model. The latter implies that renewable energy generators can sell the energy directly on the power exchange without asking for tsos services in that sense.  In exchange they could obtain extra revenue from DSOs, defined as the difference between the value of the FIT and the monthly wind-weighted average price of electricity, this in addition to revenues from hourly electricity sales. Plus, the savings of costs for the TSO not having to take care of selling the energy from those plants was transferred to the operators who chose to move to DV as an extra “Management premium”.
This extra fee was meant to cover the costs of forecasting and other expenses arising from actively managing electricity. In addition to that, the introduction of the DV system allowed TSOs to fully offload the balancing risks instead of passing them on to the consumers.
As only few renewable producers have the required interest or knowledge for going on the market themselves, the DV system implies a new strategic role in the market for energy traders and service providers. The market solution has revealed to be cheaper than having the four German TSOs doing all the trading, lowering the risk of the whole German portfolio.
The reasons for that are to be found in the competition brought by the liberalised market as well as in the incentive for traders to minimise their portfolio risk. In year 2013 an extra payment was added on top of the previously mentioned as a compensation for wind plants having a remote controlling system installed to curtail their production when there is an energy surplus in the system. Possibility of negative prices in the German market implies that the producer (or the energy trader on his behalf) will curtail the plant when the price for injecting the energy in the grid is higher than the subsidy they expect to receive for that amount of energy.
Opportunities of extra revenues, the presence of traders willing to tackle the renewables challenge and, last but not least, the possibility for producers to back stop to the FIT any moment has brought over 90% of German wind producers and most of large solar producers to switch to DV in the last two years.
New major interventions (known as EEG 2.0) were introduced last August and can be resumed as an additional decentralisation of the responsibility for the generated power from TSOs to renewable producers. Remote controlling, allowing the shutdown of wind turbines when the market is oversupplied, is now a mandatory requirement, this recognising the maturity of wind and solar as sources of energy in Germany and signals the first step towards renewable energy participating in the reserve market which could one day open up a new income stream.
Another relevant change regards the obligation for every plant above 500 kW to switch to DV starting from January 2015, including new installations, further offloading the different TSOs of big trading burdens. For this reason the management premium fee, which already decreased from 12 €/MWh of its first introduction to 4.5 €/MWh of last year, has been cancelled setting DV as the new market standard.
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