Metodologie innovative per valutare la risposta della generazione allo sviluppo della rete di trasmissione nei sistemi elettrici competitivi

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1 Metodologie innovative per valutare la risposta della generazione allo sviluppo della rete di trasmissione nei sistemi elettrici competitivi Dicembre 26 Progetto RdS Governo del Sistema Elettrico

2 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 1/155 Committente Ricerca di Sistema Oggetto Metodologie innovative per valutare la risposta della generazione allo sviluppo della rete di trasmissione nei sistemi elettrici competitivi Contratto Note Accordo di programma ai sensi dell art. 3 comma 2 del DM 23 Marzo 26 per le attività di ricerca e sviluppo di interesse generale per il sistema elettrico Progetto Governo del Sistema Elettrico - WP 1.1 Vigilanza sullo sviluppo del sistema di generazione PUBBLICATO (PAD ) La parziale riproduzione di questo documento è permessa solo con l autorizzazione scritta del CESI RICERCA. N. pagine 155 N. pagine fuori testo Data 29/12/26 Mod. RAPP v. 5 Elaborato REI Vailati - Roberto Riccardo, Calisti, Vaiani Maria Andrea, Vittoria Cazzol Cazzol, Maria Vittoria, Antonio Calisti Gatti, Roberto Andrea Maurizio, Vaiani, Gatti Antonio AUT AUT AUT AUT AUT Riccardo Vailati Verificato ESE Benini - Michele Michele, Benini Gaglioti Enrico VER VER REI - Enrico Gaglioti Approvato REI - Paola Bresesti Approvato Bresesti Paola APP CESI RICERCA S.p.A. Via R. Rubattino Milano - Italia Telefono Fax Capitale sociale 1 1 Euro interamente versato Registro Imprese di Milano, C.F. e P.IVA N. R.E.A ISO 91: 2 CH-32919

3 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 2/155 Indice SOMMARIO... 4 SOMMARIO ESTESO... 5 SE.1 ANALISI DEL COMPORTAMENTO DEI PRODUTTORI NEL BREVE PERIODO... 6 SE.2 COMPORTAMENTO DEI PRODUTTORI NEL LUNGO PERIODO... 9 SE.3 UNA METODOLOGIA INNOVATIVA A SUPPORTO DELLA PIANIFICAZIONE DEI SISTEMI DI TRASMISSIONE CON RAPPRESENTAZIONE DEL COMPORTAMENTO DELLA GENERAZIONE INTRODUZIONE ANALISI DEL COMPORTAMENTO DEI PRODUTTORI NEL BREVE PERIODO INTRODUZIONE SINTESI DEGLI ESITI DEL MERCATO ELETTRICO ITALIANO NELL ANNO Assetto regolatorio del mercato Principali caratteristiche del mercato nel Analisi dei prezzi e delle congestioni di rete nel Conclusioni SINTESI DEGLI ESITI DEL MERCATO ELETTRICO NELL ANNO Variazioni dell assetto regolatorio del mercato elettrico nel Analisi dei prezzi e delle congestioni di rete nel Conclusioni ANALISI DELLE OFFERTE DEI PRODUTTORI Suddivisione del sistema in Macrozone Comportamento dei produttori nelle ore di elevato fabbisogno Comportamento dei produttori nelle ore di ridotto fabbisogno Comportamento dei produttori nelle isole Poli a produzione limitata Osservazioni conclusive MODELLIZZAZIONE DEL COMPORTAMENTO STRATEGICO DEI PRODUTTORI E STIMA DEI PARAMETRI DELLE REGRESSIONI LINEARI VALIDAZIONE DEL MODELLO DI CORRELAZIONE PROPOSTO Confronto tra BMU reale e BMU stimato Confronto tra gli esiti del mercato reale e i risultati di simulazioni del mercato con modello semplificato del comportamento di offerta dei produttori COMPORTAMENTO DEI PRODUTTORI NEL LUNGO PERIODO INTRODUZIONE ANALISI DELLO SVILUPPO DEI SISTEMI DI TRASMISSIONE E DI GENERAZIONE IN ITALIA Descrizione dell analisi dello sviluppo della generazione termoelettrica in Italia a seguito del processo di liberalizzazione Obblighi legislativi riguardanti lo sviluppo della generazione Lo sviluppo della generazione nel periodo Descrizione dell analisi dello sviluppo del sistema di trasmissione in Italia a seguito del processo di liberalizzazione Premessa: lo sviluppo della trasmissione prima della liberalizzazione Lo sviluppo della trasmissione nel periodo Copyright 26 by CESI RICERCA. All rights reserved - Activity code 475M

4 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 3/ Conclusioni SEGNALI DI LUNGO PERIODO PER LA LOCALIZZAZIONE OTTIMA DELLA GENERAZIONE: CASO STUDIO Cenni sul processo di liberalizzazione in Illinois Segnali di localizzazione ottima ai produttori Risposta dei produttori Conclusioni MODELLO MATEMATICO DI ESPANSIONE DELLA GENERAZIONE IN AMBIENTE COMPETITIVO Descrizione del modello di mercato elettrico Descrizione del modello di espansione della generazione in un sistema elettrico competitivo UNA METODOLOGIA INNOVATIVA A SUPPORTO DELLA PIANIFICAZIONE DEI SISTEMI DI TRASMISSIONE CON RAPPRESENTAZIONE DEL COMPORTAMENTO DELLA GENERAZIONE INTRODUZIONE CARATTERISTICHE DELLA METODOLOGIA E DELLA PROCEDURA REMARK APPLICAZIONE DELLA METODOLOGIA: DESCRIZIONE DEL CASO REALE IN ESAME APPLICAZIONE DELLA METODOLOGIA A UN CASO REALE: RISULTATI CONSIDERAZIONI CONCLUSIVE RIFERIMENTI APPENDICE A A VARIAZIONI DELL ASSETTO REGOLATORIO DEL MERCATO ELETTRICO NEL A COMPORTAMENTO DEI PRODUTTORI NELLE ORE DI ELEVATO FABBISOGNO A COMPORTAMENTO DEI PRODUTTORI NELLE ORE DI RIDOTTO FABBISOGNO A POLI A PRODUZIONE LIMITATA A CONFRONTO TRA GLI ESITI DEL MERCATO REALE E I RISULTATI DI SIMULAZIONI DEL MERCATO CON MODELLO SEMPLIFICATO DEL COMPORTAMENTO DI OFFERTA DEI PRODUTTORI A OBBLIGHI LEGISLATIVI RIGUARDANTI LO SVILUPPO DELLA GENERAZIONE A LO SVILUPPO DELLA GENERAZIONE NEL PERIODO A PREMESSA: LO SVILUPPO DELLA TRASMISSIONE PRIMA DELLA LIBERALIZZAZIONE A LO SVILUPPO DELLA TRASMISSIONE NEL PERIODO Copyright 26 by CESI RICERCA. All rights reserved - Activity code 475M

5 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 4/155 STORIA DELLE REVISIONI Numero Data Protocollo Lista delle modifiche e/o dei paragrafi modificati revisione 29/12/ Prima emissione SOMMARIO Il presente rapporto descrive alcune attività di Ricerca di Sistema svolte nell ambito del Progetto Governo del Sistema Elettrico relativamente al WP 1.1 Vigilanza sullo sviluppo del sistema di generazione". Nel corso dell attività si sono indagati i meccanismi di interazione tra il sistema di generazione e il sistema di trasmissione dell energia elettrica, secondo due differenti orizzonti temporali: il breve periodo, nel quale il comportamento dei produttori è finalizzato alla produzione e vendita di energia elettrica ed è influenzato dalle caratteristiche strutturali del sistema (domanda e offerta) e dalla disponibilità della rete di trasmissione (e dalla sua rappresentazione nel mercato elettrico); il lungo periodo, nel quale il comportamento dei produttori è finalizzato ad operare le scelte di investimento ottime ed è influenzato anche dalle ipotesi di sviluppo della trasmissione. Nel breve periodo il comportamento dei produttori si esprime principalmente nelle strategie di offerta nei mercati elettrici. Nel rapporto formuliamo un modello matematico semplificato descrittivo delle modalità di offerta dei produttori e con l analisi dei dati e degli esiti del mercato italiano del giorno prima nei primi due anni di funzionamento lo adattiamo e lo calibriamo per il sistema italiano. Nel lungo periodo il comportamento dei produttori si esprime principalmente negli investimenti in nuova capacità di generazione. Nel rapporto proponiamo un modello matematico che determina in maniera semplificata il piano di espansione del parco produttivo effettuato dalle società massimizzando i propri profitti in un sistema competitivo. Così come il settore della generazione è influenzato da quello della trasmissione, analogamente lo sviluppo della trasmissione deve tenere conto del comportamento dei produttori. Il modello di risposta di breve periodo dei produttori prima descritto viene perciò utilizzato in una metodologia innovativa di supporto alla pianificazione dei sistemi di trasmissione. Il programma di calcolo sviluppato sulla base di questa metodologia permette di valutare i benefici derivanti dagli investimenti in nuove infrastrutture e la possibile risposta dei produttori allo sviluppo della rete di trasmissione. Il rapporto descrive un attività svolta all interno del progetto Governo del Sistema Elettrico, Sottoprogetto Sviluppo integrato di generazione e trasmissione, WP 1.1 Vigilanza sullo sviluppo del sistema di generazione. Una sintesi dei risultati dell attività è disponibile nel Sommario Esteso presente all inizio del rapporto.

6 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 5/155 SOMMARIO ESTESO Con il passaggio dai sistemi monopolistici verticalmente integrati all ambiente di libero mercato, si è registrata una profonda modifica nella modalità di sviluppo dei sistemi di generazione e di trasmissione, che in precedenza venivano pianificati in modo congiunto dalle utility nazionali o regionali. Sono quindi opportuni nuovi modelli di analisi che tengano conto di questa nuova condizione operativa e che mirino a ridurre la perdita di efficienza complessiva del sistema determinata dalla separazione dei processi decisionali di espansione della rete di trasmissione e di sviluppo della capacità produttiva. Da un lato, la pianificazione dello sviluppo della trasmissione, effettuata con obiettivi di pubblica utilità, deve ora tenere conto di uno sviluppo della generazione caratterizzato da maggiori incertezze e, auspicabilmente, della possibile influenza sulle scelte delle compagnie di generazione. Dall altro lato, lo sviluppo della generazione, effettuato da diverse società tra loro in competizione, che mirano ad ottimizzare i propri investimenti ed il ritorno economico ad essi associato, è influenzato dalle caratteristiche strutturali previste (domanda e offerta) del sistema, ma anche dallo stato della rete di trasmissione e dagli sviluppi previsti (o possibili) della rete stessa. Oltre a questa interazione tra il sistema di generazione e quello di trasmissione, che riguarda un orizzonte temporale di lungo termine, ne esiste anche una a breve termine : il comportamento di offerta dei produttori nel mercato elettrico è infatti influenzato, oltre che dalle caratteristiche strutturali del sistema, anche dalla modalità di rappresentazione dello stato della rete di trasmissione nel mercato elettrico. In questa attività, svolta all interno del progetto Governo del Sistema Elettrico, Sottoprogetto Sviluppo integrato di generazione e trasmissione, WP 1.1 Vigilanza sullo sviluppo del sistema di generazione, si sono indagati entrambi gli orizzonti temporali per cercare di comprendere le logiche sottese a questi fenomeni di interazione e proporne opportune modellizzazioni matematiche. Il presente sommario esteso è così strutturato: Una prima sezione dedicata all analisi del comportamento dei produttori nel breve periodo. In particolare, si sono analizzati gli esiti e le offerte dei produttori nel mercato elettrico italiano (MGP, mercato del giorno prima) per comprenderne le logiche e per formulare un modello matematico semplificato descrittivo delle modalità di offerta. Effettuando un approfondita analisi delle offerte presentate in MGP nel periodo Gennaio-Settembre 25, tale modello semplificato è stato adattato, calibrato e validato per il sistema italiano. Una sezione dedicata all analisi del comportamento dei produttori nel lungo periodo. Anche in questo caso, inizialmente si è investigata in modo approfondito la realtà italiana, valutando analiticamente lo sviluppo dei settori della generazione e della trasmissione in Italia a seguito del processo di liberalizzazione avviato nel Come si vedrà, uno dei risultati dell analisi è la disomogeneità della distribuzione geografica dei nuovi impianti, che può avere un gravoso impatto sulla rete di trasmissione. A fronte di tale problematica, la trasmissione può inviare segnali di lungo periodo per la localizzazione ottima della generazione. Per valutare la risposta della generazione a tali segnali e quindi la loro efficacia si è analizzato un caso studio reale relativo a parte della rete dell Illinois, negli Stati Uniti. Infine, si propone un modello matematico in grado di riprodurre in maniera semplificata il piano di espansione del parco di generazione effettuato dai produttori massimizzando i propri profitti in un sistema competitivo. Infine, l ultima sezione presenta una metodologia innovativa di supporto alla pianificazione dei sistemi di trasmissione, che tiene conto della risposta della generazione nel breve periodo. Tale metodologia è stata implementata in un nuovo programma di calcolo (REMARK, REliability and MARKets) che permette di valutare i benefici associati a interventi di espansione della trasmissione - quantificandone l impatto sulle società di produzione - e la possibile risposta dei produttori allo sviluppo della rete di trasmissione.

7 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 6/155 SE.1 Analisi del comportamento dei produttori nel breve periodo Per comprendere le logiche che determinano il comportamento dei produttori si è svolta un analisi approfondita del funzionamento del mercato elettrico ed in particolare della loro modalità di offerta. L analisi degli esiti del mercato italiano nel 24 e nel 25, pubblicati dal Gestore del Mercato Elettrico (GME), ha mostrato un differente utilizzo della rete di trasmissione nei due anni, testimoniato da una notevole diminuzione delle congestioni e dei differenziali di prezzo tra le zone: nel 25 ad esempio si dimezza il numero delle ore di separazione commerciale tra il Nord e il CentroNord, e conseguentemente la distribuzione dei prezzi risulta più uniforme in tutta Italia (la forbice tra i prezzi medi del Nord e del Sud registrata nel 24 si dimezza l anno successivo). Questo dato indica in generale una variazione nel comportamento di offerta dei produttori, da attribuire ad alcune modifiche strutturali del sistema, che comprendono gli sviluppi della rete e l entrata in servizio di nuova generazione, e all evoluzione dell assetto regolatorio vigente. L analisi della modalità di offerta dei produttori è stata effettuata per l anno 25, ritenendo poco significativo per gli anni successivi il comportamento tenuto dai produttori nel 24, fortemente condizionato dalle disposizioni della delibera 21/4 dell Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas relative a misure transitorie per l anno 24 in materia di monitoraggio dei prezzi medi mensili zonali e di controllo della quantità minima, che provocavano un artificioso allineamento dei prezzi sui livelli di riferimento definiti dall AEEG per ciascuna fascia oraria. Per numerose situazioni caratteristiche del 25 sono state osservate dettagliatamente le offerte presentate dai produttori nella prima sessione del mercato elettrico italiano (Mercato del Giorno Prima, MGP) ed è stata messa in luce l esistenza di aspetti tipici nella loro composizione, legati principalmente alla dimensione dell operatore e al livello di domanda del sistema. In particolare è emersa una evidente differenza tra il comportamento di Enel, l operatore dominante nel sistema italiano che nel 25 possedeva quasi il 5% della capacità installata, e quello dei suoi competitor nelle ore di elevato fabbisogno: il primo operatore offre la propria produzione in maniera tale da assicurarsi che il prezzo di chiusura della borsa sia compreso in una predeterminata fascia di prezzo, mentre gli altri tendono ad offrire a prezzi più bassi per massimizzare la produzione. Nelle ore di ridotto fabbisogno, il produttore dominante riduce notevolmente le proprie offerte a prezzo nullo e pre-determina il prezzo di chiusura in maniera analoga a quella utilizzata nelle ore di elevato carico; i suoi competitor invece accettano di ridurre la propria produzione, garantendosi però un quantitativo (presumibilmente vicino ai minimi tecnici) mediante offerte a prezzo nullo. Figura SE-1 e Figura SE-2 mostrano a titolo esemplificativo il confronto tra le curve di offerta presentate da Enel e dagli altri operatori 1 rispettivamente nell ora in cui si è verificato il picco estivo del 25 e in un ora di ridotto fabbisogno, distinguendo le offerte accettate (in rosso) da quelle respinte (in blu). 1 Nel grafico contenente le offerte dei produttori diversi da Enel non è rappresentata la produzione impegnata in contratti bilaterali e quella cosiddetta CIP6, entrambe offerte in MGP a prezzo nullo.

8 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 7/155 Figura SE-1 Offerte presentate nel mercato del giorno prima da Enel e dall insieme dei produttori non dominanti (esclusi contratti bilaterali e CIP6 ) nell ora di picco estivo del 25 - Elaborazioni CESI RICERCA su dati informativi pubblicati dal GME. Figura SE-2 Offerte presentate nel mercato del giorno prima da Enel e dall insieme dei produttori non dominanti (esclusi contratti bilaterali e CIP6 ) in una delle ore di minimo fabbisogno del 25 - Elaborazioni CESI RICERCA su dati informativi pubblicati dal GME. L analisi dettagliata delle offerte presentate nei primi nove mesi del 25 ha permesso di formulare un modello semplificato di comportamento di offerta dei produttori basato sull esistenza di una relazione tra due parametri strutturali del sistema, che catturano la capacità di dominare il mercato da parte di un operatore, e un indice descrittivo della strategia di offerta dei produttori. Come parametri strutturali sono stati considerati il fabbisogno del sistema e il Residual Supply Index (RSI) che descrive la possibilità che l operatore dominante ha di esercitare potere di mercato, tenendo anche conto della capacità di importazione del sistema. Per descrivere il comportamento di offerta dei produttori è stato considerato il bid mark-up (BMU) che indica la tendenza ad incrementare il prezzo di offerta rispetto al costo di produzione. Il modello scelto si basa perciò sul presupposto che sono principalmente due i fattori che influenzano le strategie di offerta dei produttori: il livello della domanda presente nel mercato e la possibilità che essi hanno di essere indispensabili ( pivotali ) per soddisfarla. Questo modello, simile ad una correlazione proposta ed applicata dall operatore di sistema californiano che sottolinea il fatto che la correlazione dovrebbe essere differente e specifica di ciascun mercato, bene si adatta anche a descrivere le differenze di comportamento degli operatori in diverse zone, e a valutare l impatto che la variazione dei limiti di scambio tra esse può avere sulla modalità di offerta.

9 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 8/155 Sulla base dei comportamenti di offerta da Gennaio a Settembre 25, si sono ricavate relazioni lineari fra le tre variabili fabbisogno, RSI e BMU, differenziate per operatore dominante / operatori non dominanti, ore di elevato fabbisogno / ore di ridotto fabbisogno e per opportuni insiemi di zone di mercato. Un esempio di relazione tra il BMU adottato dal produttore dominante e ognuno dei due fattori è mostrato in Figura SE-3 2. Essa conferma l intuizione che esiste una relazione diretta tra il livello di bid mark-up e il fabbisogno, mentre ne esiste una inversa tra BMU e pivotalità del produttore dominante. In altre parole, quanto più il produttore è indispensabile, tanto più egli tende ad aumentare il proprio livello di prezzi offerti. 1.5 BMU dell'operatore dominante vs fabbisogno 1 BMU dell'operatore dominante vs RSI BMU operatore dominante BMU operatore dominante Fabbisogno RSI Figura SE-3 Serie storiche delle relazioni tra bid mark-up di Enel e fabbisogno (a sinistra) e tra bid markup di Enel e la propria pivotalità (a destra), macrozona Sicilia - Elaborazioni CESI RICERCA dei dati informativi pubblicati dal Gestore del Mercato Elettrico per il periodo Gennaio - Giugno 25. Le relazioni individuate consentono quindi di simulare il mercato elettrico italiano tenendo conto in maniera semplificata del comportamento di offerta dei produttori. La modellizzazione del comportamento dei produttori nelle zone MacroNord e MacroSud è buona, mentre in Sicilia e in Sardegna ha mostrato alcune carenze da imputare alle particolari caratteristiche dei due sistemi insulari, contraddistinti da un limitato parco di generatori e una ridotta capacità di interconnessione con il sistema continentale. Per validare il modello sviluppato sono stati confrontati gli esiti reali di alcune sessioni di mercato del periodo compreso tra il 3 Ottobre e il 13 Novembre 25 e i risultati di simulazioni del meccanismo di borsa nelle quali le offerte sono state stimate tramite le correlazioni individuate. Il confronto ha voluto verificare principalmente la corrispondenza tra i livelli di prezzo zonali di vendita ottenuti dalla simulazione e quelli reali e tra l individuazione delle sezioni congestionate ed il loro impatto economico nella simulazione e nella realtà. Si è potuto concludere che l utilizzo del modello semplificato descrittivo del comportamento dei produttori permette di riprodurre abbastanza fedelmente le situazioni di elevato carico e con maggiori approssimazioni quelle di ridotto fabbisogno; si è invece constatata una relativa inadeguatezza nella simulazione delle situazioni intermedie, in particolare nelle giornate relative ai week-end. In Figura SE-4 si riportano a titolo di esempio due grafici che presentano, rispettivamente, il confronto tra i prezzi zonali reali e quelli stimati mediante la simulazione e il corrispondente confronto fra i transiti e fra le differenziazioni dei prezzi zonali conseguenti alla presenza di congestioni. 2 Si preferisce presentare due grafici di correlazione ciascuno a due variabili (una indipendente e una dipendente) poiché grafici di correlazione fra tre variabili come nel nostro modello (due indipendenti e una dipendente) sono di difficile presentazione e lettura.

10 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 9/ _19 prezzo calcolato prezzo reale prezzo [ ] NORD CNOR CSUD SUD SICI SARD CALB CORS ROSN BRNN TBRV PBNF MFTV PRGP zone Figura SE-4 Confronto tra esiti reali ed esiti calcolati alle ore 16 di Martedì 8 Novembre 25 SE.2 Comportamento dei produttori nel lungo periodo Per avere elementi di valutazione sull interazione tra il settore della generazione e quello della trasmissione in un orizzonte temporale di lungo periodo, sono state condotte due analisi approfondite riguardo lo sviluppo della generazione e quello della trasmissione in Italia nel periodo 21-26, a partire cioè da una data convenzionale di liberalizzazione del mercato elettrico e di operatività del gestore della rete nazionale di trasmissione. L intervallo temporale di analisi è stato suddiviso in due sottoperiodi: Gennaio 21 - Marzo 24 (periodo di transizione prima dell avvio della borsa elettrica) e Aprile 24 - Settembre 26, allo scopo di valutare se e in che misura l operatività del mercato ha influenzato lo sviluppo dei due settori in esame. Inoltre l inizio del 24 può essere ritenuto la data convenzionale di passaggio dall organizzazione separata di proprietà e gestione della rete all unificazione di queste due funzioni, elemento di forte impatto sul settore della trasmissione. Particolare attenzione è stata posta alla distribuzione geografica dei nuovi impianti sia di generazione sia di trasmissione, adottando due indicatori. Il primo indicatore, relativo alla generazione bulk termoelettrica, è stato definito come il rapporto fra la nuova capacità installata nel periodo e il picco locale di richiesta di potenza all anno 2. Il secondo indicatore, relativo alla trasmissione, è stato definito come il rapporto fra la lunghezza delle nuove linee realizzate nel periodo e una lunghezza di riferimento all anno 2 opportunamente definita. Nel settore della generazione, si è registrata la connessione di nuovi impianti (riconversioni incluse) per circa 79 MW nel primo periodo e per circa 125 MW nella seconda fase. Più del 98% di tale capacità è stata ottenuta con la tecnologia a ciclo combinato a gas naturale, mentre ulteriori 12 MW sono ottenuti dalla realizzazione di piccoli impianti termici (definiti come gli impianti con potenza inferiore a 15 MW). Figura SE-5e Figura SE-6 mostrano rispettivamente la composizione per tipologia del nuovo parco di generazione e la distribuzione temporale della loro entrata in servizio. Suddivisione per tipologia dei nuovi impianti termoelettrici installati in Italia CC decreto Genco CC da conversione CC nuovo Tradizionale 34 MW 621 MW 984 MW 3982 MW Figura SE-5 Suddivisione per tipologia dei nuovi impianti termoelettrici installati in Italia 21-26, riconversioni incluse

11 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 1/ Suddivisione per tipologia dei nuovi impianti termoelettrici installati in Italia CC decreto Genco CC da conversione CC nuovo Tradizionale Potenza installata (MW) Gen-Set 26 Figura SE-6 Installazione annua per tipologia dei CCTG dal 21 a Settembre 26, riconversioni incluse Le nuove installazioni di grande potenza, quasi esclusivamente cicli combinati, si suddividono al 5% tra impianti nuovi (984 MW) e conversioni di centrali esistenti (1192 MW). La maggior parte di queste conversioni (621 MW) è stata determinata dagli obblighi legislativi determinati dal Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 4 Agosto 1999 di cessione delle Genco. È anche interessante della potenza finale dei osservare che la conversione ha portato a un incremento di circa 135 MW nuovi cicli combinati rispetto alla potenza iniziale prima della conversione. Cronologicamente, si osserva che il 24 è l anno di massimo sviluppo con quasi 7 MW di nuove connessioni, mentre nel 21 e nel 22 la crescita è stata modesta, contribuendo in parte alla situazione di scarsa adeguatezza del sistema che ha caratterizzato l estate 23. Le conversioni di impianti esistenti si sono concentrate negli anni 21-25, mentre le installazioni di nuovi impianti crescono significativamente a partire dal 24. Una delle motivazioni di questo fenomeno potrebbe essere la minore presenza di ostacoli autorizzativi e i minori tempi di sviluppo per le società elettriche che già disponevano di un consistente parco di generazione. Tenendo presente che il decreto Genco risale al 1999 e che il decreto sbloccacentrali è stato pubblicato all inizio del 22, si può concludere che le azioni legislative sembrano aver avuto un forte impatto sullo sviluppo del settore. Se da un lato il bilancio della liberalizzazione è certamente positivo in termini quantitativi (rispetto a una crescita della domanda di picco di 65 MW, nel periodo esaminato la crescita netta della potenza installata ha superato i 1 MW), d altro canto l analisi della distribuzione geografica ha evidenziato forti disomogeneità tra regioni e tra zone di mercato. In particolare la zona Nord (corrispondente alle regioni Valle d Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Veneto, Trentino Alto Adige, Friuli Venezia Giulia ed Emilia Romagna) è stata caratterizzata da una forte crescita e rinnovamento del parco di 2), mentre generazione (le nuove connessioni si avvicinano al 5% del picco di domanda zonale nel la zona CentroNord e le isole sono state le meno interessate dallo sviluppo degli impianti. A livello regionale, Campania, Marche, Basilicata e Abruzzo non hanno avuto sviluppi significativi della generazione, aggravando il loro deficit energetico di fine 2 e determinando, presumibilmente, situazioni di criticità per il sistema di trasmissione (Figura SE-7).

12 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 11/155 Regione Installazioni CC nuovo [MW] Indicatore picco Piemonte 77 17,8% Valle d Aosta,% Lombardia ,5% Trentino Alto Adige,% Veneto,% Friuli Venezia Giulia 52 34,7% Liguria,% Emilia Romagna ,6% Toscana 4 12,3% Umbria,% Marche,% Lazio,% Abruzzo,% Molise ,8% Campania 26 9,8% Puglia ,9% Basilicata,% Calabria 8 89,9% Sicilia,% Sardegna,% TOTALE ITALIA 984 2,1% Figura SE-7 Sviluppo regionale delle installazioni di impianti a ciclo combinato dal 21 a Settembre 26, escluse riconversioni - Elaborazioni CESI RICERCA Nel settore della trasmissione, si è un registrato un incremento di lunghezza della rete 38 kv di 126 km nel primo periodo e di 456 km nel secondo periodo per effetto dei 26 interventi maggiori di rinforzo del sistema 38 kv (Figura SE-8). In generale, l espansione della trasmissione (+6%) è stata quindi modesta rispetto alla crescita della richiesta di energia elettrica (+13%) nel periodo Cronologicamente, si osserva che il 25 è l anno di massimo sviluppo con circa 32 km di nuove linee. In generale, l incremento annuo è molto più significativo nel triennio (con una media di 152 km per anno) rispetto al triennio (42 km all anno).

13 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 12/ Variazione della consistenza chilometrica del sistema 38 kv (interventi principali) interconnessione rete nazionale reti 4 kv CC Lunghezza [km] Anno Figura SE-8 Stima dell incremento annuo del sistema 38 kv dal 21 a Settembre 26 Gli interventi più significativi dal punto di vista della consistenza chilometrica sono stati la realizzazione delle linee Laino - Altomonte - Feroleto - Rizziconi in Calabria (218 km), gli interventi per la nuova interconnessione con la Svizzera Gorlago - Piancamuno - San Fiorano e San Fiorano - Robbia (146 km). Va detto che la linea Matera - Santa Sofia (di oltre 21 km), prossima all attivazione, e il collegamento in corrente continua Italia - Grecia (27 km complessivi) non sono inclusi nell analisi. Analogamente a quanto visto per la generazione, anche in questo caso si può ritenere che azioni legislative abbiano impattato sullo sviluppo. In particolare va ricordato che la legge 27 Ottobre 23 aveva disposto l unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione. La legge aveva anche disposto la separazione proprietaria delle attività della filiera elettrica (spesso citata con il termine inglese ownership unbundling ). In altre parole, società di produzione e/o distribuzione non potevano possedere più del 2% dell operatore di trasmissione. L analisi degli investimenti ha mostrato la correlazione con una leggera ripresa degli investimenti in trasmissione avvenuta a partire dal 23. Si può ritenere che i seguenti aspetti siano stati rilevanti per questa ripresa: la costituzione di una società indipendente dedicata alla trasmissione porta la società stessa a focalizzarsi sul proprio nuovo core business, mentre in una società di generazione e trasmissione, gli investimenti in trasmissione, che normalmente sono meno remunerativi e quantitativamente inferiori, possono avere un ruolo di secondo piano; la separazione proprietaria elimina rischi di controllo sullo sviluppo della trasmissione al fine di creare possibilità di esercizio di potere di mercato locale per una compagnia di generazione grazie alla mancanza di rinforzi e alle conseguenti congestioni di rete; L analisi della distribuzione geografica ha evidenziato anche per la trasmissione delle disomogeneità tra regioni e tra zone di mercato. Le attività di incremento del sistema 38 kv si sono concentrate in poche regioni del Sud (Calabria, Puglia) e del Nord (Lombardia, Emilia Romagna), con interventi più limitati nel centro Italia (Umbria, Abruzzo, Molise e Toscana). Non sono state coinvolte nel processo di sviluppo la metà della regioni: Valle d Aosta, Piemonte, Liguria, Trentino Alto Adige, Veneto, Marche, Lazio, Basilicata e le isole maggiori (Figura SE-9).

14 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 13/155 Regione Nuove linee Indicatore [km] Piemonte,,% Valle d Aosta,,% Lombardia 2,4 7,9% Trentino Alto Adige,,% Veneto,,% Friuli Venezia Giulia 6,1 1,6% Liguria,,% Emilia Romagna 3,7 3,1% Toscana 12, 1,5% Umbria 17, 7,3% Marche,,% Lazio,,% Abruzzo 15,9 6,2% Molise 15, 27,3% Campania 3,8,6% Puglia 62,5 9,1% Basilicata,,% Calabria 218, 98,6% Sicilia,,% Sardegna,,% TOTALE ITALIA 581,4 4,8% Figura SE-9 Incrementi di lunghezza della rete 38 kv dal 21 a Settembre 26 per regione Si è inoltre effettuata una classificazione degli interventi in tipologie (interconnessione, connessione di nuove centrali, sicurezza e rimozione delle congestioni). Da questa analisi emerge che gli interventi finalizzati alla rimozione delle congestioni (ad esempio l ampliamento della stazione di La Spezia correlato all esercizio continuativo della linea La Spezia - Acciaiolo), anche se non significativi in termini di lunghezza (4 interventi per 43 km complessivi), sono stati di estrema importanza per l aumento della capacità di trasporto nel sistema italiano e di riflesso l efficienza del mercato elettrico. Infine, su base regionale si può notare una tendenza all interazione tra le attività di sviluppo dei due settori. Come sembra intuitivo in un ambito di lungo periodo, regioni con un forte sviluppo della generazione hanno anche un espansione relativamente buona della trasmissione o, dall altro punto di vista, gli sviluppi del sistema di trasmissione favoriscono la localizzazione di nuove generazioni (in particolare, è il caso di Calabria, Lombardia, Puglia, Emilia Romagna). Al contrario, alcune regioni non sono state interessate né da installazioni di nuovi cicli combinati, né da rinforzi della trasmissione (fra le regioni maggiori Veneto, Sicilia, Sardegna). Le considerazioni sull interazione tra lo sviluppo della trasmissione e della generazione mettono in luce uno dei principali problemi che il pianificatore del sistema deve affrontare nei sistemi competitivi: la separazione della trasmissione rispetto alla pianificazione del sistema di generazione e la conseguente incertezza sulla quantità e sulla localizzazione dei nuovi impianti produttivi. In termini più generali la scelta di passare a un settore elettrico competitivo, abbandonando il modello verticalmente integrato, comporta dei vantaggi in termini di efficienza, che però vengono parzialmente persi a causa della separazione delle attività di sviluppo. Per il pianificatore del sistema vi sono almeno due possibilità di ridurre questa perdita di efficienza, mirando alla riconciliazione delle attività di espansione dell intero settore elettrico senza determinare

15 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 14/155 distorsioni del funzionamento del mercato: la prima consiste nel fornire segnali locazionali di lungo periodo che favoriscano la localizzazione delle generazioni in siti più opportuni per l efficienza complessiva del sistema, la seconda è legata a scelte di espansione della trasmissione che possano guidare le scelte delle compagnie di generazione verso le zone dove sarebbe più efficiente l installazione di nuovi impianti. Riguardo alla prima di queste due possibilità abbiamo presentato un esperienza reale di segnali di lungo periodo da parte dell operatore del sistema di trasmissione, diretti allo sviluppo della generazione in localizzazioni ottimali per il sistema elettrico e la successiva risposta da parte dei produttori. Tale esperienza è relativa alla liberalizzazione del settore elettrico in Illinois, avvenuta nel 1997, e alla ristrutturazione della esistente public utility ComEd (COMmonwealth EDison company) che operava nella parte settentrionale dello stato, alimentando anche la rete urbana di Chicago. Nel 1998 il nuovo operatore del sistema di trasmissione (TSO) presentava, e successivamente aggiornava, un elenco di 14 siti preferiti per la localizzazione di nuovi impianti, indicando anche la massima capacità di generazione installabile in ogni sito. Il criterio scelto per la localizzazione ottima era la massima evacuazione della produzione del nuovo impianto con il minimo rinforzo del sistema di trasmissione esistente per la connessione della nuova centrale: in particolare veniva fissata una soglia di costi di investimento (2 milioni di dollari) che distingueva i siti selezionati. Il segnale economico risiede nel fatto che, in accordo alla normativa vigente in Illinois, il cliente del servizio di trasmissione deve rimborsare ComEd per tutti i costi di connessione, in accordo alle policy e alle procedure di ComEd stesso. Il criterio adottato non contemplava valutazioni di tipo ambientale, di accesso alle fonti energetiche o alle risorse idriche. L analisi del caso studio Illinois ha valutato la risposta dei produttori a questa indicazione di localizzazione ottima, concentrandosi sui cinque anni successivi ( ). Inizialmente il sistema era caratterizzato da un margine di riserva estremamente esiguo, situazione che aveva contribuito ad un esteso blackout avvenuto a Chicago il 12 agosto Lo sviluppo della generazione nei cinque anni successivi è stato massiccio (94 MW di impianti a gas rispetto a un totale di 22 MW già presenti nel sistema), ma le scelte di localizzazione dei diciannove nuovi impianti sembrano aver rispecchiato solo in minima parte il criterio di ottimalità indicato dal TSO. Solo un produttore indipendente, Reliant Energy, affermava di avere seguito le indicazioni di ComEd per l ubicazione del suo nuovo impianto da 85 MW ad Aurora. Inoltre la potenza totale installata in siti preferiti (sostanzialmente l area urbana a nord di Chicago) è risultata di 248 MW (cinque impianti) rispetto ai 129 MW totali segnalati dal TSO. Altre quattordici installazioni, per una capacità totale di 723 MW si erano posizionate in siti non preferiti, come mostrato in Figura SE-1.

16 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 15/155 LOCALIZZAZIONE OTTIMA 248 MW ALTRE LOCALIZZAZIONI 723 MW Figura SE-1 Localizzazione dei nuovi impianti di generazione nel sistema di trasmissione in esame. In verde la zona di localizzazione ottima Sulla base delle informazioni raccolte, i produttori erano stati influenzati principalmente da altri fattori, quali un progressivo irrigidimento delle politiche ambientali, nuovi iter autorizzativi per la concessione dei permessi di nuove centrali, oltre che la presenza di mercati spot dell energia elettrica nelle aree adiacenti al sistema ComEd. Uno degli elementi critici, secondo la commissione di regolazione dell Illinois, era inoltre stata la scarsa propensione dell operatore di rete a sviluppare il sistema di trasmissione. Ritornando alle possibilità di indirizzare le scelte di localizzazione effettuate dai produttori da parte del pianificatore del sistema, la seconda opzione è scegliere (anche) con questa finalità gli interventi di sviluppo. A tale riguardo viene proposto un modello di espansione della generazione in un sistema elettrico competitivo con un mercato zonale che potrebbe essere utilizzato per valutare la risposta della generazione allo sviluppo del sistema di trasmissione. Obiettivo del modello è trovare le scelte di investimento e di offerta di ciascun produttore determinando il punto di equilibrio delle strategie di tutti gli operatori attraverso le loro interazioni di lungo termine e di breve periodo (nel meccanismo di borsa). Il modello matematico è strutturato su due livelli: un modello di mercato elettrico che consente di ottenere l esito della borsa simulando differenti livelli di competitività dei produttori;

17 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 16/155 un modello di ottimizzazione degli investimenti che, includendo anche il primo livello, consente di ottenere il piano di espansione della generazione simulando differenti livelli di propensione agli investimenti da parte dei produttori. Nel primo livello, i singoli produttori hanno l obiettivo di massimizzare i propri profitti considerando la presenza ed il comportamento dei competitor attraverso una stima della loro risposta in termini di variazione della produzione offerta al variare del prezzo. Le contrastanti esigenze di massimizzazione dei profitti si incontrano nel meccanismo di borsa che determina i valo ri dei prezzi zonali e delle quantità prodotte. La soluzione di equi librio è ottenuta quando, considerando il comportamento dei competitor, tutti i produttori determinano la stessa previsione di prezzi e quantità. Nel secondo livello i singoli produttori hanno l obiettivo di determinare la localizzazione, la tipologia e la capacità di nuova generazione che massimizza la differenza tra i ricavi attesi dalla vendita di energia sul mercato ed i costi sostenuti per l investimento e per la gestione degli impianti. L espansione della generazione tiene conto anche di differenti livelli di propensione ad investire da parte di ciascun produttore. SE.3 Una metodologia innovativa a supporto della pianificazione dei sistemi di trasmissione con rappresentazione del comportamento della generazione Il sistema di trasmissione è una componente molto importante e fortemente interconnessa dell infrastruttura di un paese: gli interessi di molteplici parti e società sono infatti influenzati sia direttamente che indirettamente dalle scelte di espansione del sistema di trasmissione. Malgrado ciò, gli investimenti in nuove infrastrutture di trasmissione non vanno di pari passo con il loro valore tecnico, economico ed istituzionale, ed in particolare in Italia lo sviluppo della rete di trasmissione 38 kv è stato significativamente inferiore al trend di crescita della richiesta di energia elettrica. La dimostrazione e la quantificazione dei benefici ottenibili con lo sviluppo del sistema di trasmissione è uno degli raggiungimento elementi chiave per superare questa situazione di stallo degli investimenti e per il dell economia e dell efficienza dei sistemi elettrici competitivi. Tradizionalmente i benefici correlati alle espansioni della rete di trasmissione comprendono i tradizionali aspetti tecnico/economici quali il miglioramento dell affidabilità del sistema, la possibilità di rendere disponibile della generazione economica limitata da vincoli di rete (spesso chiamato effetto di sostituzione ). In un ambiente liberalizzato, ci si aspetta che le espansioni della trasmissione promuovano la competizione tra gli operatori e migliorino così l efficienza del mercato, con un possibile impatto negativo per alcuni stakeholder. La possibilità di quantificare i benefici con uno strumento di analisi può facilitare all operatore di rete: la definizione della priorità dei progetti e l approvazione a livello aziendale; l approvazione dei progetti da parte degli enti regolatori e/o ministeriali competenti; l ottenimento di un adeguato supporto a livello istituzionale; la creazione di un consenso pubblico. La procedura REMARK (REliability and MARKets) presentata nel rapporto fa riferimento a precedenti metodologie di valutazione dell adeguatezza dei sistemi elettrici, sviluppate per gli ambienti verticalmente integrati. In tali sistemi le valutazioni tecniche/economiche dei potenziamenti della rete erano basate sui classici indici affidabilistici, in particolare sull energia non fornita attesa (EENS), e sulla minimizzazione dei costi di esercizio. Le valutazioni economiche nel mercato competitivo invece vengono effettuate in base dell indicatore del benessere sociale (social welfare). In REMARK, che simula un anno di esercizio del sistema mediante l analisi probabilistica di numerose configurazioni dei rete e di generazione, è necessaria una rappresentazione semplificata del comportamento di offerta dei produttori. È stato quindi implementato il modello sviluppato nel corso dell attività e prima descritto, basato su differenti correlazioni che legano il comportamento dei produttori ad alcuni parametri strutturali del sistema. Tale modello permette di mantenere accettabili i tempi di calcolo nel caso di simulazione su reti estese.

18 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 17/155 La procedura REMARK è stata applicata a una rete estesa che rappresenta il sistema italiano, con lo scopo di stimare i benefici associati al potenziamento della connessione tra Sicilia e l Italia peninsulare, già pianificato dal gestore della rete italiana. Tale potenziamento permette di ipotizzare un significativo incremento della capacità di trasporto interzonali (NTC, Net Transfer Capacity) tra Sicilia e Calabria come presentato in Tabella SE-I. Interconnessione NTC giorno NTC notte NTC incrementata [MW] [MW] [MW] Rossano --> Calabria Senza limitazioni Senza limitazioni Senza limitazioni Calabria --> Sicilia Sicilia --> Calabria Calabria --> Rossano Senza limitazioni Senza limitazioni Senza limitazioni Tabella SE-I Capacità di trasporto tra le zone di mercato (in presenza di dispositivi automatici), valori reali relativi a fine 25 e ipotesi di incremento I risultati della simulazione hanno dimostrano l applicabilità della procedura REMARK a modelli di rete reali e hanno messo in evidenza l elevata importanza dell effetto strategico rispetto ai benefici complessivi (185 M su 27 M, Figura SE-11). Con il modello semplificato di correlazione BMU - RSI - Domanda, la convenienza economica alla realizzazione del collegamento in esame viene enfatizzata dalla debolezza del collegamento preesistente e del consistente incremento di capacità di trasporto che è associato alla realizzazione del nuovo elettrodotto (superiore al raddoppio della capacità esistente). Nella simulazione rimangono comunque numerosi elementi di incertezza che influenzano i risultati ottenuti: l estrema variabilità dei prezzi dei combustibili nel corso del 25; la limitata disponibilità di informazioni sulle offerte per il calcolo delle regressioni; la presenza nella zona Sicilia di una significativa parte della generazione connessa a porzioni di rete non rappresentate. Anche a prescindere dalle incertezze è quindi confermata la necessità di utilizzare strumenti di analisi che tengano in conto il comportamento della generazione per non sottostimare il valore sociale degli interventi di sviluppo della rete di trasmissione. Beneficio affidabilità Beneficio effetto di sostituzione Beneficio effetto di competizione Figura SE-11 Stima della ripartizione dei benefici ottenibili con il rinforzo Sicilia - Calabria

19 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 18/155 1 INTRODUZIONE Con il passaggio dai sistemi monopolistici verticalmente integrati all ambiente di libero mercato, si è registrata una profonda modifica nella modalità di sviluppo dei sistemi di generazione e di trasmissione, che in precedenza venivano pianificati in modo congiunto dalle utility nazionali o regionali. Sono quindi opportuni nuovi modelli di analisi che tengano conto di questa nuova condizione operativa e che mirino a ridurre la perdita di efficienza complessiva del sistema determinata dalla separazione dei processi decisionali di espansione della rete di trasmissione e di sviluppo della capacità produttiva. Da un lato, la pianificazione dello sviluppo della trasmissione, effettuata con obiettivi di pubblica utilità, deve ora tenere conto di uno sviluppo della generazione caratterizzato da maggiori incertezze e, auspicabilmente, della possibile influenza sulle scelte delle compagnie di generazione. Dall altro lato, lo sviluppo della generazione, effettuato da diverse società tra loro in competizione, che mirano ad ottimizzare i propri investimenti ed il ritorno economico ad essi associato, è influenzato dalle caratteristiche strutturali previste (domanda e offerta) del sistema, ma anche dallo stato della rete di trasmissione e degli sviluppi previsti (o possibili) della rete stessa. Oltre a questa interazione tra il sistema di generazione e quello di trasmissione, che riguarda un orizzonte temporale di lungo termine, ne esiste anche una a breve termine : il comportamento di offerta dei produttori nel mercato elettrico è infatti influenzato, oltre che dalle caratteristiche strutturali del sistema, anche dalla modalità di rappresentazione dello stato della rete di trasmissione nel mercato elettrico. In questa attività, svolta all interno del progetto Governo del Sistema Elettrico, Sottoprogetto Sviluppo integrato di generazione e trasmissione, WP 1.1 Vigilanza sullo sviluppo del sistema di generazione, si sono indagati entrambi gli orizzonti temporali per cercare di comprendere le logiche sottese a questi fenomeni di interazione e proporne opportune modellizzazioni matematiche. Il presente rapporto è così strutturato: Una prima sezione dedicata all analisi del comportamento dei produttori nel breve periodo. In particolare, si sono analizzati gli esiti e le offerte dei produttori nel mercato elettrico italiano (MGP, mercato del giorno prima) per comprenderne le logiche e per formulare un modello matematico semplificato descrittivo delle modalità di offerta. Effettuando un approfondita analisi delle offerte presentate in MGP nel periodo Gennaio-Settembre 25, tale modello semplificato è stato adattato, calibrato e validato per il sistema italiano. Una sezione dedicata all analisi del comportamento dei produttori nel lungo periodo. Anche in questo caso, inizialmente si è investigata in modo approfondito la realtà italiana, valutando analiticamente lo sviluppo dei settori della generazione e della trasmissione in Italia a seguito del processo di liberalizzazione avviato nel Come si vedrà, uno dei risultati dell analisi è la disomogeneità della distribuzione geografica dei nuovi impianti, che può avere un gravoso impatto sulla rete di trasmissione. Si è perciò analizzato un caso studio reale (relativo a parte della rete dell Illinois, negli Stati Uniti) per valutare l efficacia di segnali di lungo periodo per la localizzazione ottima della generazione. Infine, si propone un modello matematico in grado di riprodurre in maniera semplificata il piano di espansione del parco di generazione massimizzando i propri profitti in un sistema competitivo. Infine, l ultima sezione presenta una metodologia innovativa di supporto alla pianificazione dei sistemi di trasmissione, che tiene conto della risposta della generazione nel breve periodo. Tale metodologia è stata implementata in un nuovo programma di calcolo (REMARK, REliability and MARKets) che permette di valutare i benefici associati a interventi di espansione della trasmissione - quantificandone l impatto sulle società di produzione - e la possibile risposta dei produttori allo sviluppo della rete di trasmissione.

20 Rapporto REI Rete e Infrastrutture Approvato Pag. 19/155 2 ANALISI DEL COMPORTAMENTO DEI PRODUTTORI NEL BREVE PERIODO 2.1 Introduzione Questa sezione è dedicata all analisi del comportamento dei produttori nel breve periodo, cioè delle loro strategie di offerta e vendita dell energia elettrica, con l obiettivo finale di formulare un modello matematico che descriva in modo semplificato le strategie dei produttori nel mercato elettrico italiano. A questo scopo, si sono inizialmente analizzati gli esiti del MGP (mercato del giorno prima) negli anni 24 e 25, per valutare l impatto dello stato della rete di trasmissione (o, più precisamente, delle modalità con cui la rete viene rappresentata nel contesto di mercato) sui prezzi di vendita dell energia (paragrafi 2.2 e 2.3). Dopo tale analisi preliminare e anche grazie a considerazioni sull assetto regolatorio del mercato, ci focalizziamo sulle offerte presentate dai produttori nel MGP durante l anno 25, sintetizzandone le caratteristiche e le differenze tra operatore dominante ed altri operatori (paragrafo 2.4). Si formula poi un modello matematico semplificato che cerca di catturare i parametri più significativi che determinano le modalità di offerta. Tale modello semplificato viene quindi opportunamente differenziato (per tipologia di produttore, per condizione di carico e per zona di mercato) e validato per il sistema italiano (paragrafi 2.5 e 2.6). 2.2 Sintesi degli esiti del mercato elettrico italiano nell anno 24 Il paragrafo riporta una breve sintesi degli esiti del mercato elettrico italiano relativa ai primi nove mesi di attività della borsa elettrica nell anno 24, ossia il periodo compreso fra 1 Aprile e il 31 Dicembre 24. Inizialmente è riportata una breve descrizione dell assetto regolatorio del mercato elettrico vigente nel 24 per evidenziarne gli aspetti più caratteristici e successivamente sono riassunti gli esiti del mercato in termini di prezzi zonali e congestioni di rete Assetto regolatorio del mercato La borsa elettrica italiana, detta Sistema Italia 24 [1], ha iniziato le contrattazioni il 1 Aprile 24. Il modello di borsa è strutturato in tre sistemi di contrattazioni che si realizzano in tre fasi temporali distinte: Mercato del Giorno Prima (MGP), Mercato d Aggiustamento (MA) e Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) [2]. Nei primi due sistemi gli operatori presentano le offerte di vendita e di acquisto di energia elettrica, con possibilità di correggere in fase di MA l esito raggiunto in MGP. Nella fase di MGP il meccanismo di determinazione del prezzo di equilibrio è basato sul dispacciamento di merito economico. Nel MSD, invece, l operatore di sistema, preposto all esercizio in sicurezza della Rete di Trasmissione Nazionale (RTN), approvvigiona le risorse necessarie a garantire il servizio di dispacciamento a fronte di fenomeni di congestioni e di sbilanciamento in tempo reale degli scambi di energia sulla rete. Per quanto riguarda il MGP nel 24 la partecipazione della domanda è definita in forma passiva in fase di contrattazione, una posizione che sarebbe mutata poi a partire dal 1 Gennaio 25. Dato il ruolo non attivo della domanda, il periodo di esercizio della borsa elettrica del 24 è detto anche mercato a domanda passiva oppure semplicemente mercato dell offerta. Dal lato dell offerta i produttori rilevanti (con impianti con potenza unitaria maggiore di 1 MVA) presentano nel mercato MGP le loro offerte, definite dalla coppia (quantità [MWh], prezzo [ /MWh]), per ogni ora del giorno successivo. La produzione degli impianti non rilevanti (con taglia unitaria minore di 1 MVA) è comunicata per zona dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN). Il modello implementato nel MGP è zonale, con una suddivisione del sistema in zone geografiche e zone virtuali 3, allo scopo di raggiungere il miglior compromesso tra l esigenza di inviare agli operatori 3 Le zone virtuali servono a rappresentare nel meccanismo zonale i vincoli alla massima produzione in determinate aree del sistema.