Strategie di ottimizzazione della produzione in contesto competitivo

Strategie di ottimizzazione della produzione in
contesto competitivo:
l’approccio di Enel Produzione
L. Borrelli – R. Tundo – A. Trebbi
Enel Produzione S.p.A., Processi e Sistemi, viale Regina Margherita 125, 00198 Roma
Sommario
Il recepimento della Direttiva Comunitaria 96/92/CE da parte del Governo Italiano
attraverso la pubblicazione del D.Lgs. N. 79/99 (Decreto Bersani) ha profondamente ristrutturato
il settore elettrico italiano.
Enel Produzione, società del gruppo Enel rivolta alla produzione e vendita di Energia
Elettrica, si è trovata a dover rivedere il proprio processo di Programmazione della Produzione.
Il nuovo approccio ha fatto aumentare il numero di sistemi software coinvolti e ha
introdotto nuove problematiche. Un sistema cardine di questa architettura è il sistema Siemens
SINAUT Spectrum, sistema per la Programmazione della Produzione in un’ottica di
minimizzazione dei costi.
Nel presente lavoro viene brevemente analizzato lo scenario di riferimento e la soluzione
implementata.
Parole chiave
Enel Produzione, Generazione Energia Elettrica, Unit Commitment, Liberalizzazione,
Mercato Elettrico, Integrazione
1. La liberalizzazione del Mercato dell’Energia in Italia
Il recepimento della Direttiva Comunitaria 96/92/CE da parte del Governo Italiano
attraverso la pubblicazione del D.Lgs. N. 79/99 (Decreto Bersani) ha profondamente ristrutturato
il settore elettrico italiano. Scopo del legislatore è stato quello di trasformare il regime di
monopolio del sistema elettrico italiano creando un mercato, nei tempi e modi previsti dal D.Lgs.,
nel quale possano coniugarsi le iniziative proprie dei mercati concorrenziali unitamente a quanto
necessario per le tutele dei consumatori.
1.1. Modalità di attuazione del Decreto Bersani
Pur differenziandosi in tempi e modi rispetto ad altri Paesi Comunitari, l’applicazione del
Decreto Bersani viene garantita da enti pubblici deputati al controllo del mercato nelle sue varie
fasi:
• l’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG)
ha compiti di salvaguardia delle esigenze di sviluppo dei servizi di Pubblica Utilità che
corrispondono agli interessi generali del Paese e competenze nei settori delle tariffe,
qualità del servizio, forme di mercato, concorrenza, verifiche e controlli;
• Gestore Rete di Trasmissione Nazionale S.p.A.(GRTN)
ha in concessione le attività di trasmissione e dispacciamento e la gestione unificata della
rete di trasmissione nazionale nella massima imparzialità garantendo la connessione alla
Rete dei soggetti abilitati, gestendo i flussi di energia in sicurezza ed affidabilità e
deliberando gli interventi di manutenzione e sviluppo;
• Gestore del Mercato Elettrico S.p.A. (GME)
prima società costituita dal Gestore Rete di Trasmissione Nazionale, ha la missione di
curare la gestione economica del Mercato Elettrico organizzandolo secondo canoni di
trasparenza e neutralità, bilanciando domanda ed offerta di Energia gestendo, quando in
vigore, il dispacciamento di merito economico (la c.d. “Borsa dell’Energia”);
• Acquirente Unico S.p.A.
seconda società costituita dal Gestore Rete di Trasmissione Nazionale, ha il compito di
assicurare sicurezza ed economicità degli approvvigionamenti per i c.d. Clienti Vincolati
(ossia i clienti finali legittimati a stipulare contratti di fornitura di energia esclusivamente
con i distributori che esercitano il servizio nell’area territoriale in cui detti cliente sono
localizzati) stipulando e gestendo i contratti di fornitura e vendita di energia con
procedure trasparenti e non discriminatorie.
Da tale schema si evince come, a regime, gli impianti ammessi a produrre siano stabiliti
direttamente dal GME secondo un dispacciamento di merito economico che tenga conto, inoltre,
dei vincoli di rete imposti dal GRTN, dei contratti bilaterali in vigore (preventivamente
autorizzati dall’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas) e garantisca la precedenza ai produttori
da fonti rinnovabili e quelli essenziali al corretto funzionamento della Rete Elettrica (must run).
Al fine di organizzare il mercato elettrico ed assicurarne la gestione economica, il GME ha
predisposto la Disciplina del Mercato Elettrico (9 Maggio 2001) e successivo Schema di
Istruzioni alla Disciplina (4 Ottobre 2001) che definiscono i singoli mercati sui quali poter
operare e le relative norme attuative delineando due tipi principali di mercati:
• Mercati per la compravendita dell’energia tra gli operatori;
• Mercati per l’approvvigionamento delle risorse per i servizi di sistema assicurati dal
GRTN.
1.2. Mercati per la compravendita dell’energia
Relativamente al primo punto è possibile dettagliare quali mercati concorrano a definire la
programmazione delle produzioni e dei consumi dell’energia per ogni ora del giorno successivo e
il relativo prezzo orario dell’energia scambiata:
• Mercato del Giorno Prima (MGP)
ha luogo il giorno precedente lo scambio fisico dell’energia e si articola in un’unica
sessione relativa a ciascuna ora del giorno successivo;
• Mercato di Aggiustamento (prima e seconda sessione – MA1 ed MA2)
è dedicato alla contrattazione di variazioni di energia rispetto al programma scaturito dal
MGP al fine di consentire, a ciascun produttore cha abbia già preso parte al MGP, un
tuning fine con lo scopo di eliminare programmazioni scarsamente efficienti e presentare
offerte bilanciate tra più unità di produzione.
L’MA2 consente, infine, agli operatori, di rivedere i propri impegni nelle prime ore della
giornata per far fronte ad eventuali disservizi o indisponibilità alla produzione per altre
cause.
Entrambi i mercati dell’energia, sui quali operano sia domanda che offerta, prevedono la
presentazione (da parte di ciascun operatore ammesso) di un’offerta costituita da una o più coppie
di valori relativi a potenza (espressa in MW) e prezzo (€/MWh) con successivo intervento del
GME che, basandosi sul modello dell’asta non discriminatoria, stabilisce prezzo e quantità
complessive di energia scambiata nell’ora, aggregando le curve di domanda ed offerta e
stabilendo, all’incrocio delle due curve, l’equilibrio di mercato.
1.3. Mercati dei servizi
Relativamente ai mercati destinati all’approvvigionamento delle risorse per i servizi di
sistema, un ruolo fondamentale è operato dal GRTN che, attraverso tali mercati, garantisce la
gestione in sicurezza del mercato elettrico e la qualità del servizio. A tal fine GRTN opera
quotidianamente per acquisire le risorse necessarie sui mercati giornalieri dei servizi:
• Mercato per la risoluzione delle congestioni (MRC)
dedicato alla risoluzione di congestioni presenti sulla rete a seguito del MGP e del MA1 e
dipendenti dai vincoli di transito presenti tra le zone geografiche in cui la rete elettrica
italiana è stata suddivisa;
• Mercato per la regolazione secondaria (MRS)
dedicato alla regolazione secondaria frequenza/potenza;
• Mercato per la regolazione terziaria (MRT)
rivolto alla regolazione di incrementi di immissione o decrementi di prelievo attuabili a
15’ o 60’
• Mercato del Bilanciamento (MB)
consente di eliminare, in tempo reale, gli scostamenti tra produzione e prelievo attraverso
l’acquisizione di offerte presentate il giorno precedente e valide per le 24h del giorno
successivo. Anche in tal caso viene preparata dal GME una lista oraria di merito che il
GRTN utilizzerà se necessario. Vengono, in contrapposizione, sanzionati con
penalizzazione economica i produttori che hanno generato lo sbilanciamento.
Figura 1 - Tempistica dei diversi Mercati
I mercati sinora descritti definiscono, secondo i principi descritti dalla seguente tabella, il
prezzo a cui l’energia prodotta verrà remunerata ai produttori:
Mercato
Bene Scambiato
Riserva di
Energia
Potenza
Criterio di
determinazione del
prezzo
MGP
X
Prezzo di equilibrio
MA1 – MA2
X
Prezzo di equilibrio
MRC
X
Prezzo offerto
MRS
X
Prezzo di equilibrio
MRT
X
Prezzo offerto
MB
X
Prezzo offerto
Il quadro sinora delineato, ad oggi è carente delle Disposizioni Tecniche di Funzionamento
in fase di definizione da parte del GME nonché delle modalità operative di interfacciamento tra
produttori e GRTN; ciò rende evidente la strategica importanza di collocare su ciascuno dei
mercati delle offerte che siano il frutto di un piano di produzione ottimizzato che segua
fedelmente la reale disponibilità dei propri impianti di produzione e possa essere rielaborato, in
tempi strettissimi, per far fronte ad esigenze di improvvise indisponibilità che possano far scattare
le pesanti sanzioni dovute ad oneri di sbilanciamento.
Per quanto esposto Enel Produzione (società del gruppo Enel rivolta alla produzione e
vendita di Energia Elettrica) ha avviato da tempo i necessari adempimenti utilizzando, ai fini
dell’elaborazione dei piani di produzione ottimizzati, i tool messi a disposizione da Siemens
SINAUT Spectrum.
2. Sistema per la Programmazione della Produzione: il
Siemens SINAUT Spectrum
Il cambiamento del contesto competitivo e la continua ricerca di innovazione hanno spinto
Enel Produzione a rinnovare i Sistemi Informativi a supporto della Programmazione della
Produzione. La complessità ed eterogeneità del Parco di Centrali, termiche ed idriche, da
ottimizzare ha suggerito di orientarsi verso un prodotto di mercato completo ed aggiornato.
2.1. Un nuovo approccio
La strategia di acquisizione del software ha introdotto un punto di rottura.
Una rappresentazione efficace [1] propone l’analisi secondo due dimensioni (si veda figura
2): funzione d’uso e funzione di realizzazione. Il primo asse consente il posizionamento del
software in base all’utilizzo che si intende farne; i due estremi saranno quindi rappresentati da
prodotto da consumare e patrimonio perpetuo. Il secondo asse identifica la metodologia di
realizzazione che si intende seguire: da sviluppato su misura a prodotto standard di mercato.
realizzazione
Standard
Asset
Commodity
Ad hoc
utilizzazione
funzione d’uso
Figura 2 - Asse orizzontale: funzione d'uso - estremi: da commodity (prodotto
da consumare) ad asset (patrimonio perpetuo).
Asse verticale: funzione di realizzazione - estremi: da ad hoc
(sviluppo su misura) a standard (disponibile sul mercato).
Si è proposto un nuovo approccio alla tendenza che prevedeva di realizzare prodotti ad hoc
per costruire patrimonio aziendale ed acquistare un prodotto standard per una utilizzazione
immediata senza particolare valore aggiunto (figura 3).
strumenti di lavoro
Standard
Asset
Commodity
Ad hoc
patrimonio
Figura 3 - La tendenza passata
L’utilizzo di prodotti standard consente di rendere i parametri di configurazione patrimonio
aziendale e di limitare lo sviluppo ad hoc a specifiche esigenze (figura 4).
parametrizzazione
Standard
Asset
Commodity
Ad hoc
esigenze
Il prodotto da capitalizzare impone
notevole
Figuraun
4 - La
tendenzasforzo
attuale nell’avviamento della attività, ma
diventa un patrimonio dell’Azienda e consente di mantenere aggiornati gli “standards” aziendali.
2.2. Il Siemens SINAUT Spectrum
Il sistema Siemens SINAUT Spectrum per la Programmazione della Produzione si
compone di due moduli: Resource Optimization – RO – e HydroThermalCoordination – HTC
(figura 5). I due moduli risolvono il problema dello Unit Commitment (determinazione di quali
centrali devono essere accese in ogni istante dell’orizzonte di ottimizzazione) e dell’Economic
Dispatch Problem (quanto devono produrre in termini di potenza le centrali accese) in una ottica
di minimizzazione dei costi e nel rispetto dei vincoli imposti.
CONNECTIVITY
Target
RO
CONNECTIVITY
HTC
Resource
Optimization
Valori
Hydro
Thermal
Coordination
Ropulator
Modello
Figura 5 - I moduli che compongono il SINAUT Spectrum e gli strumenti di connessione.
I due moduli si differenziano per l’orizzonte di ottimizzazione trattato. Tipicamente RO
considera l’anno solare (medio termine) mentre HTC opera sulla settimana e sul singolo giorno
(breve termine). Il sistema è inoltre dotato di strumenti che consentono il trasferimento di
informazioni da un orizzonte all’altro, permettendo il coordinamento delle diverse
programmazioni. In figura 6 si riporta la strategia di ottimizzazione adottata.
Figura 6 - Strategia di ottimizzazione
Tipicamente RO alloca la produzione nell’anno determinando, tra l’altro, il consumo di
combustibile, il mix ottimo, l’utilizzo dell’idrico e conseguentemente il profilo di svaso dei
serbatoi stagionali. I risultati rispettano tutti i vincoli, istantanei ed integrali (intendendo con tale
termine vincoli che interessano più istanti dell’orizzonte di programmazione, come vincoli
mensili di emissioni/consumo), e costituiscono un obiettivo che la programmazione a breve
termine deve rispettare. In altre parole la programmazione a medio termine determina dei target
che devono essere rispettati dalla programmazione a breve termine. Vicoli annuali o mensili sono
così visti, e gestiti, indirettamente da HTC proprio tramite i target elaborati da RO. Il valore
aggiunto di un simile approccio risulta evidente: il colloquio tra medio e breve termine non è più
demandato ad operatori che devono effettuare specifiche elaborazioni di “conversione” ma è
gestito in modo automatico dal software.
Il sistema consente di gestire due modelli dei dati distinti per HTC e RO; tuttavia i migliori
risultati si ottengono quando esiste una corrispondenza “uno a uno” tra gli oggetti dei due moduli.
In questo caso è possibile ricorrere a specifici tool (ropulator) per tenere allineati i modelli senza
alcun intervento dell’operatore, dimezzando a tutti gli effetti l’onerosità delle attività di
popolamento. Le anagrafiche delle centrali, i vincoli sui combustibili, sulle emissioni,
sull’energia prodotta, il carico da coprire per ogni area geografica, i limiti di transito tra queste
ultime saranno quindi inseriti una sola volta e “clonati” opportunamente.
2.3. Il problema dell’alimentazione del sistema – l’integrazione
Quando si parla di integrazione, di dati prima e di sistemi poi, tre sono gli aspetti che
devono essere sicuramente affrontati indipendentemente dalla realtà aziendale:
- la definizione di di protocollo di comunicazione;
- la definizione di regole per la conversione dei modelli matematici non omogenei gestiti
nei diversi sistemi;
- l’individuazione del supporto informatico adeguato per realizzare fisicamente le
connessioni tra i moduli.
Definire un protocollo di comunicazione significa identificare il formato, condiviso
nell’ambiente di integrazione, con il quale esportare ed importare i dati. È una sorta di “lingua
comune” conosciuta dagli applicativi per consentir loro di colloquiare.
Ogni sistema software può, in teoria, modellare in modo diverso la realtà che intende gestire
a seconda degli obiettivi che si prefigge di raggiungere. Un software per la Programmazione della
Produzione volto alla minimizzazione dei costi presumibilmente modellerà solo quelle realtà, il
cui comportamento è variabile e non prestabilito, che contribuiscono al calcolo dei costi. Un
impianto idrico fluente, ad esempio, ha una produzione di energia prestabilita (legata alla portata
di acqua per unità di tempo) e pertanto non è oggetto di ottimizzazione: non sarà quindi
modellato nel suddetto software. Tale impianto sarà invece modellato in un sistema che gestisce
la produzione di tutto il parco idrico.
Il problema dei modelli diversi è in realtà molto più complesso. Oltre al fatto che un oggetto
reale può essere modellato in un sistema mentre può non esserlo in altri, le difficoltà dipendono
dal come un oggetto reale è modellato. Quali informazioni sono associate all’oggetto, con quale
livello di dettaglio, la periodicità dell’aggiornamento dei dati sono solo alcuni aspetti che devono
essere analizzati per realizzare una integrazione efficace ed efficiente.
Le tecnologie affermatesi negli ultimi anni suggeriscono la possibilità di adottare supporti
informatici diversi a seconda delle necessità. A seconda degli obiettivi di flessibilità,
espandibilità, tempi di implementazione, capacità di recepire cambiamenti del contesto
competitivo che si intendono perseguire si ricorrerà a collegamenti “a maglia” (i moduli sono
connessi secondo una logica “uno a uno”), a soluzioni “centro-stella” (un database memorizza i
dati di pertinenza di almeno due sistemi), a soluzioni middleware (lo scambio delle informazioni
avviene secondo un meccanismo di pubblicazione sul bus condiviso). In figura 8 sono riportati
schematicamente i diversi approcci.
Ap.
Applicaz.
Applicaz.
Applicaz.
Applicaz.
IO dati
IO dati
adapter
Rendezvous
adapter
Rendezvous
Ap.
INPUT - OUTPUT
Ap.
Ap.
Ap.
DB
INFORMATION BUS
Rendezvous
adapter
Rendezvous
adapter
Applicaz.
Applicaz.
Figura 7 – Approcci all’integrazione: collegamento “a maglia”, bus/centro-stella, bus/middleware rispettivamente.
Se prima della liberalizzazione un sistema come il Siemens SINAUT Spectrum era a tutti
gli effetti il sistema di supporto alla Programmazione della Produzione, ora è solo un tassello di
un mosaico più ampio, eterogeneo e complesso.
Bibliografia
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
Atti del Convegno Annuale della Sezione Informatica ANIMP, Santa Margherita Ligure,
15-16 Novembre 2001.
Istruzioni alla Disciplina del mercato elettrico, Gestore del Mercato Elettrico, ottobre 2001,
http://www.mercatoelettrico.org/
La disciplina del mercato elettrico, Gestore del Mercato Elettrico, maggio 2001,
http://www.mercatoelettrico.org/
Schema di Istruzioni alla Disciplina del mercato elettrico, Gestore del Mercato Elettrico,
ottobre 2001, http://www.mercatoelettrico.org/
Disciplina del mercato elettrico, Gestore del Mercato Elettrico, ottobre 2001,
http://www.mercatoelettrico.org/
Regole di dispacciamento, GRTN, agosto 2001, http://www.grtn.it/
“Enron’s Secret Sauce”, T. Howlett, R. Blac, Word Power - Tibco - in association with
KPMG, pp. 46-48, Guy Isherwood Ed., 2002