Dicembre 2006. Progetto RdS USI FINALI

Partecipazione della domanda ai mercati dell'energia: valutazione di casi internazionali di successo e di strumenti idonei al superamento delle barriere esistenti Dicembre 2006 Progetto RdS USI FINALI

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 1/49 Committente Ministero dello Sviluppo Economico Oggetto Partecipazione della domanda ai mercati dell energia: valutazione di casi internazionali di successo e di strumenti idonei al superamento delle barriere esistenti. Contratto Note Accordo di programma ai sensi dell art. 3 comma 2 del DM 23 marzo 2006 per le attività di ricerca e sviluppo di interesse generale per il sistema elettrico Progetto Usi Finali/WP2.1 Organizzazione della domanda e valorizzazione dell offerta di tecnologie e servizi avanzati/deliverable 2.1.4 PUBBLICATO 06003499 (PAD - 762082) La parziale riproduzione di questo documento è permessa solo con l'autorizzazione scritta del CESI RICERCA. N. pagine 49 N. pagine fuori testo 0 Data 29/12/06 Mod. RAPP v. 05 Elaborato Elaborato CESI RICERCA Chemelli Cristina, ESE- Cristina Chemelli, Diana Moneta Moneta Diana 06003499 436445 AUT 06003499 436611 AUT Verificato CESI RICERCA ESE- Antonio Capozza Verificato Capozza Antonio 06003499 436423 VER Approvato CESI RICERCA ESE- Walter Grattieri Approvato Grattieri Walter Bruno 06003499 436546 APP CESI RICERCA S.p.A. Via R. Rubattino 54 20134 Milano - Italia Telefono +39 023992.1 Fax +39 0239925370 Capitale sociale 1 100 000 Euro interamente versato Registro Imprese di Milano, C.F. e P.IVA 05058230961 N. R.E.A. 1793295 ISO 9001: 2000 CH-32919

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 2/49 Indice SOMMARIO... 3 1 INTRODUZIONE... 5 2 VALUTAZIONE DI BARRIERE TECNOLOGICHE E NON ALLA PARTECIPAZIONE, FLESSIBILIZZAZIONE E GOVERNO DELLA DOMANDA... 7 2.1 CLASSIFICAZIONE DELLE BARRIERE DI MERCATO... 8 2.2 STRUMENTI DI MARKETING PER SUPERARE LE BARRIERE NON TECNOLOGICHE ALLO SVILUPPO DEL DEMAND RESPONSE: UNA PROPOSTA EUROPEA, MARKUS... 11 3 SVILUPPO DI SERVIZI INNOVATIVI PER IL GOVERNO DELLA DOMANDA... 15 3.1 MODELLI DI BUSINESS PER IL DEMAND RESPONSE... 15 3.1.1 Influenza della struttura dei mercati sui modelli di business... 18 3.1.2 Esempi internazionali di Business Models... 20 3.2 IL DEMAND RESPONSE COME RISORSA PER L ADEGUATEZZA E LA AFFIDABILITÀ DEL SISTEMA ELETTRICO...25 3.3 ANALISI DI CASI INTERNAZIONALI DI PARTECIPAZIONE DELLA DOMANDA AI MERCATI DELLA RISERVA... 26 3.3.1 Il caso della Norvegia... 27 3.3.2 Altri casi Europei: Danimarca, Finlandia, Svezia, Spagna, Gran Bretagna, Olanda... 32 3.3.3 Un caso USA: Long Island... 34 3.4 LA PARTECIPAZIONE DELLA DOMANDA AI SERVIZI ANCILLARI IN ITALIA. RECENTI SVILUPPI E LINEE DI EVOLUZIONE... 42 4 CONCLUSIONI... 47 BIBLIOGRAFIA... 49 Copyright 2006 by CESI RICERCA. All rights reserved - Activity code 4608E

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 3/49 STORIA DELLE REVISIONI Numero Data Protocollo Lista delle modifiche e/o dei paragrafi modificati revisione 0 29/12/2006 06003499 Prima emissione SOMMARIO Il presente rapporto descrive le attività di Ricerca di Sistema svolte nell'ambito del Progetto USI Finali, relativamente al Work Package 2.1 Organizzazione della domanda e valorizzazione dell offerta di tecnologie e servizi avanzati La liberalizzazione del sistema elettrico apre la via a nuovi mercati e servizi in cui la domanda di energia elettrica gioca un ruolo fondamentale attraverso la sua capacità di modulare i prelievi in risposta a segnali di prezzo o a richieste di sicurezza del sistema, cioè attraverso la sua elasticità. La maggiore elasticità della domanda di elettricità rispetto al prezzo ed una maggiore consapevolezza della utenza energetica nelle abitudini di consumo viene auspicata a livello nazionale dallo stesso ministero dello Sviluppo Economico, dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas e da numerosi studi e ricerche nazionali e internazionali, in considerazione dei vantaggi che tale elasticità può apportare alla efficienza del mercato ed alla affidabilità e sicurezza del sistema. Il comportamento attivo della domanda in risposta a segnali di prezzo o di sistema viene solitamente denominato Demand Response (DR)..Il DR è un fenomeno internazionale. Esso si pone in atto sia in sistemi elettrici verticalmente integrati e regolamentati sia in sistemi governati dal mercato e deregolamentati Molte delle caratteristiche e delle barriere alla sua diffusione sono condivise a livello internazionale, anche tra paesi a diverso stadio di maturità nella liberalizzazione del mercato elettrico. E pertanto possibile trarre importanti lezioni dalle esperienze già condotte in altri paesi. Il presente rapporto illustra quindi alcuni schemi di business sviluppati anche in ambito internazionale ed espressi nel progetto IEA-Task XIII- Demand Response Resources, cui CESI RICERCA ha partecipato. Questi schemi individuano gli attori principali, i vantaggi e le criticità che essi incontrano nella fase di avviamento di questo nuovo business. Sono inoltre illustrati casi reali di programmi di DR attivi in diversi paesi e alcuni studi condotti da paesi che intendono promuovere il DR per il loro sistema elettrico. Una tipologia particolarmente interessante di programmi basati sulla risposta attiva della domanda è quella che vede i carichi partecipare ai servizi di riserva di capacità, sia attraverso il mercato dei servizi, sia attraverso diverse tipologie di contratti o accordi bilaterali. In questo rapporto viene presentata una casistica selezionata di programmi di questo tipo, scelti tra quelli che più facilmente potrebbero applicarsi al nostro Paese. Infine alcune considerazioni sul caso italiano riportano le recenti importanti modifiche apportate dall Autorità alla disciplina del mercato dei servizi di Dispacciamento e al Servizio di Interrompibilità. Le principali conclusioni messe in luce da questo studio possono essere così riassunte. La partecipazione dei carichi ai servizi ancillari e di riserva è già attiva da anni in diversi paesi, secondo modelli diversi. Ove questa pratica sia stata sperimentata si sono riscontrati risultati molto positivi in termini di economicità dei servizi, di affidabilità delle reti e di partecipazione degli utenti finali, tanto

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 4/49 che in generale i paesi cercano di allargare la partecipazione di utenti anche di taglia medio-piccola attraverso la figura dell Aggregatore. Si osserva però che le regole di mercato devono essere opportunamente disegnate o modificate per ammettere la partecipazione dei carichi con le loro specificità tecniche, in particolare riguardanti i tempi di risposta e la disponibilità oraria, mensile o annuale del loro servizio, dal momento che difficilmente i carichi possono adeguarsi a regole stabilite sulla operatività dei generatori. Infine importanti passi sono stati recentemente fatti dall AEEG riguardo alla partecipazione dei carichi al mercato dei servizi di dispacciamento, specialmente in vista di una annunciata modifica della disciplina di questo mercato. Inoltre il Servizio Interrompibili prevede a partire dal 2008 una nuova regolamentazione che differenzia operativamente le caratteristiche degli Interrompibili Istantaneamente da quelli con preavviso, definendo anche una diversa remunerazione delle loro prestazioni, introducendo per i primi una valutazione a misura del servizio effettivamente prestato e per i secondi una procedura di gara per l ammissione al mercato della riserva.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 5/49 1 INTRODUZIONE La liberalizzazione del sistema elettrico apre la via a nuovi mercati e servizi in cui la domanda di energia elettrica gioca un ruolo fondamentale attraverso la sua capacità di modulare i prelievi in risposta a segnali di prezzo o a richieste di sicurezza del sistema, cioè attraverso la sua elasticità. La maggiore elasticità della domanda di elettricità rispetto al prezzo ed una maggiore consapevolezza della utenza energetica nelle abitudini di consumo viene auspicata a livello nazionale dallo stesso ministero dello Sviluppo Economico, dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas e da numerosi studi e ricerche nazionali e internazionali, in considerazione dei vantaggi che tale elasticità può apportare alla efficienza del mercato ed alla affidabilità e sicurezza del sistema. Il comportamento attivo della domanda in risposta a segnali di prezzo o di sistema viene solitamente denominato Demand Response (DR). Esso si pone in atto sia in sistemi elettrici verticalmente integrati e regolamentati sia in sistemi governati dal mercato e deregolamentati. Nei mercati energetici, la partecipazione della domanda è possibile attraverso l accesso diretto alle diverse sessioni di mercato o attraverso servizi innovativi, programmi o strutture tariffarie capaci di inviare ai consumatori finali segnali di prezzo o di richiesta di riduzione di carico coordinandone la risposta. Una classificazione importante è quella che individua due tipologie di azioni: quelle rivolte alla affidabilità del sistema e alla riserva (System Led) e quelle in cui la domanda reagisce a segnali di prezzo inviati tramite tariffe, prezzi in tempo reale, etc. (Market Led)Figura 1. In pratica l azione della domanda è coordinata secondo programmi governati dal gestore del sistema o da distributori, oppure avviene attraverso una partecipazione diretta ai mercati, eventualmente con la presenza di una figura intermedia di aggregatore o di Serivice Provider. Contratti Interrompibili Direct Load Control (DLC) Bidding in Mercati della Riserva Tariffe Real Time Pricing (RTP) Bidding in Mercati Giorno Prima Tariffe Critical Peak Price (CPP) Tariffe multiorarie (TOU) Secondi Minuti Ore Giorni Mesi SISTEMA MERCATO Figura 1 La classificazione del Demand Response in relazione al tempo di intervento dopo il recepimento del segnale suggerisce la suddivisione in System Led e Market Led.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 6/49 La descrizione di alcune di queste modalità di azione e una loro classificazione è stata oggetto di studi precedenti [1][2][4], che hanno incluso anche la partecipazione al progetto internazionale dell International Eenergy Agency denominato Demand Response Resources - Task XIII, i cui risultati fanno parte del presente studio [3]. Tuttavia è opportuno richiamare le linee fondamentali di questa classificazione e illustrare i modelli di business, approfondendo alcuni aspetti che, sebbene sviluppati dall analisi in ambito internazionale, sono rilevanti per lo studio della situazione italiana. La partecipazione della domanda nei mercati o nei servizi è fortemente dipendente dal quadro normativo e regolatorio presente, che in alcuni casi può presentare delle barriere, e dalla presenza di altre barriere di tipo tecnologico (es.: apparati di misura, di comunicazione o di controllo) o non tecnologico (tariffe, aspetti economici e di marketing, informazione, cultura, etc.) che possono inibire una risposta attiva della domanda. La progettazione di azioni volte a eliminare tali barriere parte dalla loro individuazione, ovvero l identificazione di quali norme, regole, aspetti economici ed altro incidano direttamente sulla partecipazione della domanda. Lo studio delle barriere (tecnologiche o non) che ostacolano lo sviluppo di opzioni di flessibilizzazione e di governo della Domanda e l'analisi delle più efficienti modalità di implementazione di tali opzioni costituiscono l'oggetto del presente rapporto, in riferimento agli obiettivi indicati nella scheda del progetto USI FINALI di riferimento: - Valutazione di barriere (tecnologiche e non) alla partecipazione, flessibilizzazione e governo della domanda - Sviluppo di servizi innovativi per il governo della domanda In particolare, quest ultimo capitolo include un approfondimento circa la partecipazione della domanda ai servizi ancillari e ai mercati della riserva in ambito internazionale, con la presentazione di diversi casi di studio. Inoltre viene analizzata la situazione italiana relativa alla prospettiva della partecipazione della domanda al mercato dei Servizi di Dispacciamento e alle rilevanti e recenti modifiche introdotte dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas alla disciplina che governa il Servizio Interrompibili.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 7/49 2 VALUTAZIONE DI BARRIERE TECNOLOGICHE E NON ALLA PARTECIPAZIONE, FLESSIBILIZZAZIONE E GOVERNO DELLA DOMANDA L espansione del mercato del Demand Response e dei servizi ad esso correlati incontra a tutt oggi ancora diversi ostacoli, di varia origine. Una disamina abbastanza approfondita di queste barriere, e specialmente di quelle esistenti in ambito italiano è stata presentata in un rapporto precedente [4]. Tuttavia si ritiene utile richiamarle schematicamente inserendo qualche ulteriore riflessione tratta dal dibattito internazionale in corso. Una barriera di mercato è qualcosa che limita in maniera iniqua l accesso al mercato a qualche attore. Questo può accadere quando le regole non tengono il passo con le nuove tecnologie o gli standard industriali; quando vi è sproporzione tra gli incentivi percepiti dai diversi partecipanti al mercato; o quando un operatore dominante, o un gruppo di operatori, impediscono una equa competizione. L industria del Demand Response è relativamente nuova, specialmente in confronto con la generazione di elettricità. Pertanto il DR deve inserirsi nel mercato a fianco delle risorse di generazione. Sfortunatamente, ciò significa anche che la risorsa DR non è normalmente considerata nella consueta struttura operativa, e che le regole del mercato e le corrispondenti esigenze tecnologiche sono state progettate intorno alle risorse di generazione. Molte di queste regole, in una fase iniziale, hanno reso difficile un ampio uso del DR. Tuttavia, poiché l industria del DR continua a crescere e, fatto più importante, a dimostrare la sua capacità di offrire risorse affidabili in momenti di necessità, il mercato elettrico cerca di rimuovere alcuni degli ostacoli iniziali. I vantaggi portati dal DR sono evidenti, ma per una serie di ragioni il suo pieno potenziale stenta ad esplicarsi. Alcune delle barriere sono di tipo culturale, legate anche agli aspetti nuovi del prodotto DR, altre di tipo regolatorio (p.es. i consumatori non sono raggiunti dai segnali del mercato), e altre ancora di tipo istituzionale (p.es. alcuni mercati sono stati progettati senza prevedere il DR). Tuttavia, il DR ha incontrato diversi successi negli ultimi anni nei paesi che lo hanno implementato. Esso ha dimostrato di poter fornire una affidabile riserva di regolazione di picco o di bilanciamento in diverse nazioni scandinave, ha portato un contributo notevole nel riattivare la rete dopo il black out del nordest americano nel 2003, mentre in Australia studi di simulazione hanno mostrato che il DR rende il mercato più efficiente. Ma nonostante questo l industria energetica non riesce a cogliere pienamente il benefici del DR. Una parte delle ragioni di questo risiede nel fatto che solo recentemente il DR e stato considerato una risorsa al pari della capacità di generazione. Storicamente, le utility integrate verticalmente hanno usato i contratti di interrompibilità come capacità di riserva in giorni super critici, perciò di fatto hanno computato il DR come riserva di picco. Tuttavia, sebbene la rete abbia tratto vantaggio dall avere la disponibilità di questa risorsa, i mercati della riserva non le hanno garantito l accesso, principalmente perché non si conforma alle regole di scambio tradizionali (per esempio, la taglia minima dispacciabile è troppo elevata per i carichi). Di conseguenza la risorsa è stata sempre sottovalutata nel portfolio, perché considerata difficilmente commerciabile. Ma d altra parte si potrebbe osservare che l inabilità di un prodotto a trovare un mercato non è necessariamente dovuta alla presenza di una barriera, Potrebbe essere lo stesso prodotto a non essere capace di superare un problema del mercato (p.es. tecnologia prematura, o obsoleta), o una struttura dei costi non competitiva rispetto ad altre soluzioni.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 8/49 2.1 Classificazione delle barriere di mercato. Il Task XIII Demand Response Resources promosso da IEA-DSM [3] cui CESI RICERCA ha partecipato ha raccolto un ampio elenco delle barriere di mercato da tutti i suoi partecipanti, ed inoltre il modo in cui i diversi mercati vi fanno fronte. Le indicazioni sono state classificate in tre categorie, esposte nelle tre tabelle seguenti: - Culturali (Tabella 1): include, per esempio, mancanza di informazione /educazione, mancanza delle tecnologie di supporto, difficoltà nel modificare le abitudini di consumo, gli operatori prevalenti non vogliono la competizione, etc. - Regolatorie (Tabella 2): comprende la struttura tariffaria dell energia che può isolare i consumatori dai segnali di mercato, incentivi non allineati con i benefici, incertezze regolatorie che sfavoriscono gli investimenti. - Isitituzionali (Tabella 3): includono il fatto che il progetto iniziale dei mercati non comprende il DR, che le risorse non sono considerate paritetiche con la generazione, che alcune strutture operative richiedono grandi investimenti in infrastrutture, la mancanza di accordo circa l uso che si potrebbe fare della risorsa della domanda, la mancanza di accordo circa come far considerare il DR una risorsa utile. Queste tabelle, come è interessante osservare, indicano che la maggior parte dei paesi incontrano le stesse difficoltà. Tutti i partecipanti del Task XIII ritengono che il DR sia utile e importante per i loro rispettivi mercati, ma la maggior parte non crede che la soluzione definitiva sia stata identificata. Alcuni dei problemi più comuni sono: - La tragedia del bene comune : il DR genera benefici per tutta la società, ma i singoli partecipanti non raccolgono abbastanza benefici diretti da stimolare la partecipazione. - DR e un prodotto relativamente nuovo. Il Load Management e l interrompibilità del carico hanno un passato abbastanza lungo, ma inserirli nel mercato liberalizzato è un aspetto nuovo. Occorre imparare nuovi modi per sviluppare il portfolio del DR e nuove strategie di business per assicurarne la disponibilità al bisogno. - Tecnologie di comunicazione: le nuove tecnologie rendono il DR più economico e affidabile. Attraverso internet e le comunicazione wireless la partecipazione è più veloce e meno costosa. Alcune delle barriere di tipo regolatorio sono presenti anche in Italia, come è stato ampiamente discusso in un rapporto precedente [4]. Tra queste, le regole di mercato che governano l accesso alla domanda sia al mercato del Giorno Prima che al mercato dei Servizi. La situazione Italiana è tuttavia ancora in rapido assestamento. Una disamina delle recenti modifiche volute dall AEEG è riportata nel capitolo 3.4. Gli aspetti di tipo tariffario, principalmente connessi con la struttura delle fasce orarie e dello sviluppo di strutture tariffarie più capaci di trasferire i corretti segnali di prezzo all utenza sono stati esaminati e discussi in un precedente rapporto dell anno in corso [5].

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 9/49 Tabella 1 Barriere di tipo culturale alla diffusione del Demand Response Paese Argomento Azioni potenziali Australia Mancanza di consapevolezza dei consumatori. Resistenza a ridurre i consumi estivi per condizionamento Danimarca Italia Finlandia Italia Olanda Norvegia Spagna Svezia I consumatori desiderano prezzi fissi per kwh. I consumatori non sono consapevoli del loro potenziale di flessibilità della domanda Mancanza di contatori intelligenti e reti ICT Mancanza di contatori intelligenti e necessità di dati di qualità e standard di scambio dati I consumatori sono abituati a prezzi fissi, manca comprensione dei benefici del DR, in certi casi i prezzi fissi sono inferiori ai prezzi del mercato Mancanza di contatori orari: la nuova legge promuove la lettura mensile, ma non fornisce incentivi ai distributori per la installazione dei nuovi contatori USA La velocità di innovazione delle tecnologie rendono le compagnie timorose di acquistare quella sbagliata USA DR e una disciplina relativamente nuova, è necessaria più ricerca Coinvolgere gli utenti in progetti pilota di gestione dei carichi Incoraggiare l uso di tecnologie per semplificare l aggregazione di molti utenti Creare prezzi compositi con componenti fisse e una specifica componente a remunerazione della partecipazione al DR. Promuovere casi di studio che mostrano come i consumatori possono controllare i carichi con le tecnologie esistenti Iniziare progetti pilota e promuovere successi dei consumatori attraverso casi di studio Qualche distributore ha installato per la sua utenza i nuovi contatori, al fine di migliorare l efficienza interna. Questi potrebbero essere anche impiegati per il DR Occorre prima stabilire i requisiti necessari al DR (p.es. metodologie di valutazione) e poi selezionare le tecnologie che forniscono la funzionalità desiderata Continuare e aumentare i finanziamenti alla ricerca sul DR

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 10/49 Tabella 2 Barriere di tipo regolatorio alla diffusione del Demand Response Paese Argomento Azioni potenziali Australia Italia Danimarca Finlandia Italia Finlandia Italia Spagna USA USA Mancano appropriati segnali di prezzo. Non vi sono incentivi reali per i fornitori o distributori affinche forniscano tali segnali I distributori hanno la responsabilità del metering. Non possono scaricare i costi della misura sui grossisti, pertanto ci sono pochi incentivi ad installare nuovi contatori orari L uso di contatori elettronici aumenta, ma i requisiti tecnici non sono standardizzati. Questo complica lo scambio di dati e lo rende piu costoso. Può anche implicare che il sistema non sempre supporta le esigenze funzionali del DR. Manca la trasparenza nei prezzi a livello del consumatore finale. I piccoli consumatori sono fatturati sulla base di profili di carico presunti. Il DR attualmente non puo offrire nei mercati operativi (di riserva, bilanciamento etc.) La competizione al dettaglio ha creato un vuoto in termini di attori di DR e di responsabilità Qualche utility non riesce a recuperare i costi per la fornitura di servizi DR Interventi regolatori per: - Includere segnali di prezzo locazionali - Rimuovere i price caps - Aumentare la diffusione di contatori orari Consentire ai distributori di recuperare i costi dei contatori orari e del servizio di misura e gestione dati. - Stabilire le esigenze per il DR per prima cosa e poi progettare le funzionalità dei contatori appropriatamente. - Standardizzare le specifiche funzionali e di scambio dati - Il regolatore puo favorire il distributore nel recupero dei costi dei contatori - maggior uso dei contatori orari anche per la fatturazione - educare i consumatori al rischio/beneficio delle tariffe dinamiche Iniziare tentativi di dimostrare che cio e possibile. Operatori di Sistema hanno assunto il ruolo di promotori del DR per default. Dal momento che il DR beneficia tutta la società, i distributori dovrebbero poter recuperare i costi.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 11/49 Tabella 3 Barriere di tipo istituzionale alla diffusione del Demand Response Paese Argomento Azioni potenziali Australia Il mercato all ingrosso ha una struttura non ideale per il DR: - basso numero di ore di picco, - i requisiti per le offerte sono complessi e rischiosi finanziariamente Danimarca Italia Finlandia Svezia Olanda Norvegia USA Italia Le regole del mercato favoriscono il lato generazione Le offerte al mercato dell energia e dei servizi ancillari hanno una soglia di 10 MW TSO è attualmente responsabile della riserva di capacità, ma alla fine del periodo nel 2008 essi desiderano terminare questa responsabilità La liberalizzazione del mercato separa l utility in differenti unità operative. I loro sforzi sono rivolti a migliorare la loro attuale operatività. Gli incentivi economici per attori del mercato individuali potrebbero non essere sufficienti a generare interesse anche quando ci siano significativi vantaggi socio-economici La regolazione dell elettricità è stata basata sull obbligo di servire, questo ha creato un mercato orientato al lato generazione Consentire al DR di partecipare su base volontaria e senza penalizzazioni TSO lavora con gli operatori di mercato per sviluppare regole semplici per gli utenti che offrono DR Consentire ai fornitori di DR di aggregare i carichi La Svezia sta lavorando al progetto per una nuova struttura del mercato che promuova un maggiore uso delle tariffe dinamiche. Casi di studio da altri mercati possono dimostrare come i vari attori potrebbero sviluppare le soluzioni DR Valutare aggiustamenti del mercato corrente che possano fornire maggiori incentivi EPACT 2005 ha motivato l intera industria elettrica (FERC, DOE, STATE PUCs, distributori) a considerare come incorporare il DR e i contatori orari. 2.2 Strumenti di marketing per superare le barriere non tecnologiche allo sviluppo del Demand Response: una proposta europea, MARKUS. É opinione condivisa che uno degli ostacoli più severi alla diffusione del DR sia quello che gli attori principali del DR non intercettano in maniera sufficiente i benefici generati dal loro comportamento di utenti virtuosi. Si ritiene che un tale ostacolo potrebbe essere superato attraverso strumenti di marketing tali da migliorare la ricaduta dei benefici del DR sugli utenti che lo mettono in atto. Questa considerazione, sviluppata anche attraverso il confronto in ambito italiano con i grossisti di energia elettrica e in ambito internazionale con diversi enti e strutture, ha condotto alla elaborazione di una proposta di progetto europeo denominato Acknowledgement and Mark of Intelligent Energy User in Europe MARKUS. La proposta è stata presentata per il programma Intelligent Energy, Call for proposals 2006, IEEA 2006 nell ottobre 2006.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 12/49 L idea del progetto parte dalla considerazione che le soluzioni tecnologiche che abilitano una risposta attiva della domanda sono già sviluppate e disponibili, ma la loro diffusione è ancora limitata, insieme alla pratica del Demand Response, in buona parte a causa della mancata ricaduta, sugli attori principali, dei benefici economici e sociali generati dal loro comportamento consapevole. Pertanto è necessario enfatizzare il valore dell uso consapevole dell energia anche attraverso la conversione in valore privato del valore sociale, collettivo e ambientale generato dal risparmio energetico e dal miglioramento generale che si verifica nell efficienza del sistema, sia dal punto di vista operativo delle strutture, sia dal punto di vista del mercato. Il progetto si propone quindi di sviluppare una struttura di riconoscimento e di qualificazione degli Utenti Finali sulla base della loro capacità di modificare i loro profili di prelievo secondo alcuni schemi da definire (per esempio, essere in grado di fare una previsione dei propri consumi ed attenersi ad essa, oppure essere in grado di rispondere a segnali di prezzo o di emergenza del sistema entro tempi stabiliti) attraverso il controllo dei carichi e la gestione di eventuali generatori locali, ottenuti con le opportune tecnologie di controllo e comunicazione. A conclusione del processo di riconoscimento l utente riceve un Marchio il quale gli consentirà di essere riconoscibile come utente intelligente e, in quanto tale, di ottenere benefici dal mercato. Tra questi, egli potrebbe ottenere un contratto di fornitura dell energia economicamente più vantaggioso grazie alla sua capacità di programmare i propri consumi, oppure accedere con maggiore facilità al mercato della riserva o alla possibilità di fornire servizi di alleggerimento del carico alla rete, grazie alla capacità certificata di operare modulazioni dei prelievi in tempi certi. Infine la sua qualifica di consumatore intelligente potrebbe valergli un distintivo da apporre sui propri prodotti a scopo pubblicitario. Il Progetto MARKUS include la definizione dei profili dell utente intelligente e i relativi protocolli di verifica, basati sulla registrazione di curve di carico e altri dati tecnici. Il Progetto include anche lo sviluppo di specifiche tecniche riguardanti il metering, gli strumenti di comunicazione, informazione e controllo adatti all implementazione delle azioni di controllo prescritte, a partire da strumentazione già presente sul mercato. MARKUS è diretto principalmente ad utenti industriali e commerciali, ma una parte del progetto è rivolta allo sviluppo di concetti analoghi per il settore dell utenza domestica e del terziario. Tra i beneficiari del progetto vanno considerati anche i gestori delle reti di trasmissione e di distribuzione e gli operatori e utenti del sistema elettrico, per gli attesi benefici in termini di efficienza del mercato, riduzione del potere di mercato, maggiori strumenti di affidabilità ed efficienza del sistema, riduzione dei prezzi dell energia. Attraverso lo sviluppo del Marchio e del processo di accreditamento, si potranno generare: - una classificazione di comportamenti intelligenti secondo schemi a diverso grado di complessità, basati sulla previsione dei consumi, sul controllo, sul Demand Response e sull efficienza energetica. - specifiche tecniche per le tecnologie adeguate ad abilitare le azioni di controllo, governo, misura e comunicazione descritte. - soluzioni contrattuali, strumenti legali e regolatori adatti a promuovere il business del Demand Response. - verifiche su casi reali di industrie e utilities sulla effettiva applicabilità del concetto del marchio - analisi dell applicabilità del concetto a livello Europeo e a differenti categorie di utenti

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 13/49 - azioni di disseminazione e training sui concetti di Intelligen Energy promossi dalla comunità europea - promozione del mercato delle tecnologie coinvolte. Il Progetto MARKUS, coordinato da CESI RICERCA, vede un consorzio in cui sono rappresentati i diversi portatori di interesse: industrie, utility, autorità regolatorie e centri di ricerca. Esso è costituito da una combinazione complementare di competenze e da una vasta distribuzione geografica, come illustrato dalla figura (), che vede la partecipazione dei paesi più avanzati in tema di mercati elettrici, di DR e di contatori intelligenti. Figura 2 Distribuzione geografica dei partecipanti al progetto MARKUS In particolare esso è rappresentato da: Enti di ricerca e Università: o CESI Ricerca (Italia), o Fraunhofer ISE (Germania), o Sintef Energy (Norvegia), o University of Groningen (Olanda), o University Politechnica de Valencia (Spagna), o VTT (Finlandia) Istituti governativi: o Malta Resources Authority Energy services e Consultancy: o Energypiano (Danimarca)

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 14/49 Utility elettriche: o Dalmine Energie (Italia) Tra i partecipanti, molti hanno esperienze già ampie nella partecipazione attiva della domanda in un mercato liberalizzato dell energia operativo da lungo tempo, come il caso della Norvegia, della Danimarca, della Finlandia e dell Olanda. Alcuni invece sono in fase avanzata di sviluppo di programmi e modelli di business per il DR, come la Germania, la Spagna e l Italia stessa. Altri infine sono estremamente interessati ad allinearsi alle linee europee per la gestione dei sistemi elettrici, come il caso di Malta. I seguenti stakeholder europei, non potendo partecipare, hanno inviato lettere di interesse al progetto MARKUS, come la Grecia. Infine altre lettere di interesse sono giunte da: o ESSENT (utility in NL), o ANIE (Associazione Nazionale Industrie Elettriche, Italia), o PPC (Public Power Corporation, Grecia), o GranCEESS (Spain association of rails companies, sub-contractor), o Energinet.dk (TSO Danese (Total System Responsible)), o AGDE (Associazione per la gestione della domanda electrica, subcontractor, Italia) o Ref (Consulente economico, Italia). Pertanto il consorzio vede la partecipazione di paesi a diverso grado di sviluppo del mercato elettrico liberalizzato, con grande possibilità di trasferire e completare le proprie e le altrui esperienze nel campo. Inoltre il consorzio vanta un eccellente rappresentanza del contesto europeo. Infine, l ampia adesione raccolta dall idea su cui si basa MARKUS dimostra che le problematiche della partecipazione attiva della domanda sono ampiamente condivise in tutto il panorama europeo, e anche in quei paesi dove il mercato elettrico è gia ampiamente collaudato, confermando ulteriormente che le barriere tecnologiche e non tecnologiche al DR sono effettivamente trasversali e presenti nella maggior parte dei mercati.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 15/49 3 SVILUPPO DI SERVIZI INNOVATIVI PER IL GOVERNO DELLA DOMANDA 3.1 Modelli di business per il Demand Response La descrizione del modello di business per il Demand Response parte naturalmente dalla descrizione degli attori del mercato. A questo proposito l analisi eseguita dal progetto IEA Task XIII [6] e illustrata anche in un recente convegno dell ANIPLA [7], perviene allo schema seguente. Consumatore partecipante: Il Demand Response per definizione è una risorsa fornita alla rete dall utente finale. L utente può rivendere la potenza non prelevata, la potenza generata in loco, oppure la sua risposta a tariffe dinamiche (tariffe in tempo reale, a picco critico, etc.) Distributore Locale: queste aziende tendono ad essere monopoli naturali per la distribuzione di energia elettrica alla comunità locale. Secondo la struttura del mercato, questa entità può essere verticalmente integrata (possiede generatori e vende la commodity) oppure può semplicemente essere responsabile della rete di distribuzione, come nel caso italiano. Grossista di energia (trader): questa azienda è responsabile dell acquisto e della programmazione dei prelievi elettrici per conto dei suoi clienti. In funzione del fatto che il mercato elettrico sia o no liberalizzato, questa responsabilità potrebbe essere inclusa in un azienda verticalmente integrata oppure essa potrebbe essere semplicemente un dettagliante che opera nel mercato. Demand Response Service Provider (o Aggregatore): in molti casi questa entità può coincidere con il Distributore o il Grossista. Comunque, nell industria del Demand Response degli ultimi anni sono emerse figure terze per questa funzione. Queste aziende aggregano la capacità di risposta della domanda attraverso contratti con l utente partecipante. In qualche caso l Aggregatore stipula accordi bilaterali con il Distributore o con il Grossista per la commercializzazione e la gestione delle attività di DR. In altri casi queste aziende sono in grado di offrire la domanda aggregata direttamente in un mercato di energia all ingrosso come qualunque altra risorsa di generazione. Energy Service Companies (ESCO): queste aziende forniscono le tecnologie in grado di abilitare la capacità di DR. Per loro natura, queste aziende commercializzano e vendono prodotti e servizi che aiutano l utente partecipante a gestire, controllare e attivare le sue potenzialità di Demand Response. Molte aziende di questo tipo hanno allargato i loro servizi includendovi un ruolo di Aggregatore. Operatore di Sistema: L operatore di sistema è responsabile della gestione della trasmissione. Normalmente questa entità è responsabile anche del livello di affidabilità della fornitura. In qualche caso l Operatore di Sistema governa anche il mercato all ingrosso dell energia. In altri casi invece il Gestore del Mercato Elettrico è una entità separata. É utile notare che molti mercati non hanno nessuna di queste istituzioni formali. In queste situazioni la gestione della rete e gli scambi di energia sono gestiti bilateralmente in accordo con qualche tipo di regolamentazione operativa regionale. Regolatore: I regolatori sono un attore del mercato molto importante perché stabiliscono le politiche che l industria deve seguire. Comunque sarebbe inappropriato che essi avessero qualche coinvolgimento diretto nel modello di business del DR. Società: é molto importante riconoscere che la società è un attore del mercato quando si tratta di Demand Response. La società infatti è quasi certamente un beneficiario indiretto del DR, attraverso un minor costo totale dell energia e una maggiore affidabilità del servizio.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 16/49 Ciascuno dei succitati attori del mercato incontra un suo specifico vantaggio e una sua specifica criticità nel mercato del DR. Alcuni di questi sono descritti nel seguito. Consumatore partecipante: Benefici: Il consumatore è colui che materialmente produce il bene del DR. Pertanto egli ne riceve un beneficio diretto attraverso la remunerazione della sua azione di risposta durante un evento, consistente nel consumare meno di quanto avrebbe normalmente fatto. La remunerazione può consistere in uno sconto percentuale sul prezzo dell energia, un pagamento della capacità e una opzione di partecipazione, una riduzione delle tariffe, una combinazione delle precedenti o anche qualcosa di diverso. Il punto è che normalmente esso riceve un incentivo alla sua partecipazione. Ma non bisogna trascurare anche le motivazioni di carattere etico che possono spingere ad un comportamento di consumo più consapevole e attento. Criticità: Il consumatore in ultima analisi deve valutare i benefici della sua partecipazione attiva contro le responsabilità che questo comporta. In altre parole, il consumatore esegue, al suo perimetro, una analisi semplice (o talvolta complessa) per considerare il costo del lavoro, il costo delle tecnologie abilitanti, la mancata produzione e la perdita di comfort. Azienda Locale di Distribuzione: Benefici: Il Distributore utilizza il DR per migliorare l efficienza della rete o per intervenire chirurgicamente su specifici problemi di distribuzione (p.es. differimento dell upgrade di trasformatori, soluzioni di congestioni locali). Il DR può rappresentare una delle risorse più economiche e in questo modo costituisce una protezione contro gli eventi alto costo, bassa frequenza (dell ordine di 100 ore/anno). Se opportunamente utilizzata, la risorsa costituita dal DR può posticipare per anni i costi dello sviluppo di nuove cabine secondarie, migliorando sensibilmente la pianificazione finanziaria dell azienda. Criticità: Se l azienda Distributrice è solo proprietaria della rete di distribuzione, essa potrebbe non disporre del personale commerciale necessario a gestire un prodotto DR. Infatti, il DR è un prodotto che necessita di una appropriata progettazione, comunicazione e commercializzazione verso il consumatore, e la mancanza di personale adeguatamente addestrato e dedicato a questo può costituire una difficoltà. Grossista: Benefici: Il Grossista è in una posizione molto vantaggiosa nel mercato per offrire servizi di DR ai propri clienti. Esso può beneficiare del DR inserendolo tra le proprie risorse nel portfolio, in modo da ridurre i costi operativi ed ottenere una migliore competitività e profitto dal mercato. Infatti, la disponibilità di una certa flessibilità nella domanda può migliore l accuratezza delle previsioni di consumo giornaliere ai fini dell approvvigionamento, oppure essere usata come riserva. Molti grossisti usano il DR anche come strumento di acquisizione e di mantenimento della clientela. Esso infatti amplia il portafoglio dei servizi offerti e viene incontro ai clienti che sono interessati al prodotto. Criticità: Affinché la strategia possa dare i suoi frutti occorre un certo impegno da parte del grossista. Spesso questo impegno si traduce in investimenti finanziari in contatori, gestione dei dati, sistemi di gestione degli eventi DR e costi di personale addetto. Sfortunatamente, essendo molti mercati elettrici relativamente giovani (meno di 10 anni), molte aziende si sono focalizzate sulla gestione della commodity e la sua commercializzazione. Intravedendo i vantaggi forniti dal DR, molte aziende stanno orientandosi ad inserirlo nei propri servizi. Demand Response Service Provider (o Aggregatore): Benefici: In alcuni mercati, queste aziende hanno costruito il loro business intorno alla capacità di aggregare il potenziale di Demand Response dei consumatori e offrendolo nei mercati dell energia al pari di altre risorse di generazione. Poiché il DR ha costi operativi relativamente bassi al confronto di

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 17/49 impianti di generazione di picco (turbine a combustione), in pratica queste aziende si trovano ad operare impianti di potenza virtuali, con minori costi operativi. Inoltre esse tendono ad ampliare l offerta di servizi ai loro clienti in collaborazione con o come ESCO. Criticità: Uno dei maggiori problemi che queste aziende devono affrontare è di selezionare un target di mercato che offra un cash flow prevedibile. Queste aziende trovano successo in quei mercati dove è possibile un accesso diretto per la vendita dei loro asset. Per esempio, in Norvegia esiste un mercato della riserva nel quale il Service Provider può offrire direttamente e giornalmente. Inoltre, diversi mercati negli Stati Uniti hanno capacity payment, mentre è un po più complesso e rischioso il caso che il mercato sia basato su remunerazione solo in base all energia scambiata (Energy Only). Infatti, nel caso non si verifichino eventi critici nel corso dell anno, fornitore e consumatore non avranno nessun introito. D altra parte c e un DR Service Provider in Australia che è riuscito a impostare accordi bilaterali con il Distributore locale o con grossisti anche in presenza di un mercato Energy Only riuscendo quindi a ridurre il rischio legato al verificarsi dell evento. Energy Service Company (ESCO): Benefici: Questo attore fornisce ai consumatori prodotti e servizi correlati all energia (sia attraverso il Distributore sia direttamente). Molti di questi prodotti possono essere usati anche per fornire capacità di risposta o azioni di Demand Response. Ciò può includere, tra il resto, sistemi di controllo e di gestione dei carichi e/o illuminazione, e ispezioni per individuare le capacità di DR, le strategie per la modulazione dei prelievi, installazione e manutenzione di generazione in situ. Queste aziende beneficiano del DR attraverso un allargamento del mercato per i loro servizi. Criticità: Le tecnologie per il DR hanno bisogno di un mercato per il DR. C è una vasta gamma di tecnologie che abilitano la risposta della domanda, ma se questa risposta non è valorizzata dal mercato, essa può sviluppare il suo business solo negli aspetti relativi al miglioramento dell efficienza. Non che questo sia un male di per sé, semplicemente significa che non si otterranno i ricavi supplementari che potrebbero ridurre i tempi di recupero degli investimenti. Operatori di Sistema: Benefici: Gli Operatori di Sistema sono generalmente responsabili della affidabilità del servizio e dell equità dei mercati. Il Demand Response, per sua natura, può favorire direttamente entrambi questi aspetti. Innanzi tutto esso è una risorsa distribuita. Con appropriate regole di mercato, incentivi e infrastrutture, gli operatori del sistema posso utilizzare il DR come strumento strategico per affrontare problemi di affidabilità, come per esempio le congestioni. L ISO del New England ha utilizzato questo approccio per trattare problemi di congestioni nella trasmissione nella regione sud-ovest del Connecticut, una delle zone maggiormente congestionate di tutti gli Stati Uniti. Il DR ha fornito loro una risorsa allertabile al bisogno. Inoltre, come già detto, il DR impatta direttamente sulla elasticità della domanda, favorendo maggiore efficienza nella formazione del prezzo di mercato. L operatore di sistema Norvegese, Statnett, ha incluso le risorse rappresentate dalla domanda nel mercato della riserva (si veda anche 3.3.1). Criticità: La gestione del DR richiede un livello piuttosto elevato di coordinamento e di precisione tra numerose entità entro intervalli temporali normalmente piuttosto stringenti. Questo implica che l Operatore di Sistema può incontrare la necessità di implementare sistemi più complessi di metering e di comunicazione. Qualche Operatore preferirebbe piuttosto che la risorsa DR fosse sviluppata e gestita a livello di dettaglio da un aggregatore o da un provider. C è un certo interesse da parte di questo attore a che il mercato stabilisca regole appropriate per la gestione del DR.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 18/49 Regolatore: Benefici: I Regolatori cercano soluzioni che beneficino la società e riducano il potere di mercato. Il DR ha dimostrato di ridurre i prezzi dell energia quando utilizzato propriamente per influire sulla elasticità della domanda. La stessa caratteristica può mitigare l esercizio di potere di mercato che il lato produzione potrebbe esercitare nei periodi di prezzi elevati. Perciò i Regolatori generalmente ricevono consensi quando promuovono il DR. Criticità: Molti Regolatori hanno sicuramente dimostrato la volontà e l interesse di promuovere le attività di DR. Tuttavia le criticità sembrano risiedere nella difficoltà di trovare come promuovere il DR nei nuovi istituti quando essi non siano stati progettati per supportarlo. Società: Benefici: Per ciascuna delle precedenti categorie si è illustrato l impatto del DR in uno specifico aspetto dell azienda o dell organizzazione. Ma è importante riconoscere che la società nel suo insieme beneficia del DR attraverso una riduzione dei costi complessivi. Ma ciò può essere un bene ed un male allo stesso tempo, poiché prezzi bassi incoraggiano consumi senza moderazione. Il valore che ogni partecipante riceve, sia esso il consumatore finale, l utility o il grossista, determinerà l interesse nella partecipazione stessa. Criticità: Se è dimostrato che una robusta risposta della domanda in un dato mercato può avere impatti importanti nei costi energetici sostenuti dalla società, se l attore individuale non riceve l appropriato incentivo alla sua azione, l intero vantaggio della società sarà perduto. In ambito economico ciò viene indicato come la tragedia del bene comune 1. 3.1.1 Influenza della struttura dei mercati sui modelli di business Mercati basati esclusivamente sullo scambio di energia (Energy only). Alcuni mercati energetici, come per esempio in Svezia ed in Australia, operano solamente sulla base degli scambi di energia. In questi mercati il costo totale della fornitura si riflette nel prezzo emergente dal mercato. Questi mercati hanno espresso la volontà di incorporare il DR perché fornisce un moderatore per bilanciare il potere di mercato e perché il DR esprime una maggiore elasticità della domanda. Il problema, tuttavia, è di trovare il modo per cui gli aggregatori di DR abbiano sufficienti sicurezze sui ricavi futuri in modo che desiderino entrare nel mercato. Al momento attuale la maggiore preoccupazione in Svezia, e in altri paesi, è che il prezzo dell energia non ha raggiunto prezzi abbastanza elevati e con sufficiente frequenza da attirare la partecipazione del lato domanda. Il lato positivo di questo fatto è che i prezzi si sono mantenuti bassi, e che non sembra necessaria ulteriore capacità produttiva. Ma dall altro lato è necessario che si capisca che la risorsa DR, la più economica risorsa di picco, non sarà disponibile al momento in cui occorrerà ulteriore capacità se 1 La tragedia del bene comune così denominata da un articolo di Garret Hardin apparso su Science nel 1968, si riferisce al fenomeno economico nel quale la competizione individuale per l accesso ad un bene comune conduce ad un conflitto tra l interesse individuale e quello comune, e generalmente rischia di condurre ad un sovrasfruttamento del bene comune. L esempio tipicamente usato per illustrare il fenomeno è quello di un pascolo di proprietà comune del villaggio sul quale pascolano le greggi di proprietà di ciascun pastore. E evidente che l interesse di ogni pastore sarà quello di sfruttare a proprio vantaggio la maggior parte possibile del bene comune, conducendo ad una espansione incontrollata del numero di capi di bestiame e infine al depauperamento della risorsa comune. In regime di libero mercato tale fenomeno si applica solo alle risorse che non possono essere suddivise e poste alla tutela e all interesse di conservazione di ciascun proprietario, come l atmosfera, la biodiversità, l oceano.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 19/49 non viene fatta crescere oggi. Il progetto svedese Market Design sta attualmente valutando diversi modelli di business per affrontare questa sfida.[8] In Australia c è un aggregatore che sta studiando il modo di aggirare il problema della certezza dei ricavi in un mercato energy only. Sebbene non siano noti i dettagli, è presumibile che essi vendano l equivalente delle call options al Distributore locale mediante contratti bilaterali. Questo è in grado di assicurare un certo ricavo anche in anni in cui si verificano pochi eventi che richiederebbero la risposta della domanda, ma mettendoli in condizione di essere pronti quando serve. I mercati energy only sono probabilmente il modo più puro di governare il sistema elettrico in una prospettiva economica. Inoltre, se la base di consumatori è esposta a tariffe in tempo reale con la trasparenza totale del prezzo, dovrebbe verificarsi la più diretta interazione offerta-domanda. Sfortunatamente esiste una serie di ragioni regolatorie, politiche e legali per cui questo non può essere un modello universale. Mercati che includono una remunerazione della capacità. In questo contesto la categoria include ogni tipo di mercato in cui una risorsa di DR può offrire la sua futura abilità di modulare la domanda. Basandosi su questa definizione, emergono tre modelli contrattuali: Mercato della capacità In questa categoria, i prodotti DR competono direttamente in un mercato aperto a fianco della generazione. In questo modo si sviluppa un prezzo per la capacità di DR che è un vero prezzo di mercato. Si veda per esempio il mercato Norway s Reserve Option Market, mercato di bilanciamento usato dal TSO per garantire l affidabilità. Le regole di questo mercato consentono ad ogni risorsa (generazione o DR) di competere su base paritetica. Esporremo in maggiore dettaglio questo caso nel seguito di questo rapporto.3.3.1 Un altro esempio è il New York ISO s Emergency Demand Response Program. Le regole consentono alle risorse DR di partecipare all asta nel mercato della capacità installata, al pari delle risorse di generazione. Sconti sul prezzo al dettaglio. In questa categoria i grossisti e/o i distributori locali offrono all utente finale un prezzo ridotto o uno sconto in cambio del diritto di richiedere una riduzione di carico al bisogno. Questo concetto è ampiamente utilizzato nei programmi di controllo dei carichi domestici. Il consumatore cede al grossista o al distributore la possibilità di ridurre il suo utilizzo di apparecchiature come scaldabagno, sauna, pompe per la piscina e condizionatore d aria in cambio di un prezzo dell energia scontato. Questa strategia è usata anche da molte utility tradizionali attraverso le tariffe con interrompibilità, spesso rivolte a utenti commerciali o industriali. La tariffa prevede un prezzo scontato, per la potenza installata o per l energia, in cambio del diritto a richiedere una riduzione del carico al bisogno.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 20/49 Contratti bilaterali. Qui gli attori del mercato negoziano il diritto di richiedere riduzioni di carico durante le criticità. Generalmente la transazione avviene tra TSO e il DR Service Provider, dove quest ultimo agisce in rappresentanza di un gruppo di consumatori. Il contratto ha luogo all esterno delle normali operazioni di mercato. Un esempio di questo tipo è il caso italiano del Servizio Interrompibili, di cui si è ampiamente discusso in rapporti precedenti [1][2] e in questo rapporto (si veda paragrafo 3.4). Un secondo esempio è il programma ISO New England s Winter Supplemental Program 2005/2006. Attraverso questo programma, l ISO-NE sollecita le offerte dal lato DR per sopperire ad una carenza di capacità di generazione. La capacità è preventivamente acquisita attraverso una gara, che però avviene al di fuori del mercato. 3.1.2 Esempi internazionali di Business Models Stati Uniti Gli Stati Uniti hanno molti mercati regionali dell energia. Vi si trovano quasi tutte le permutazioni di strutture di mercato in uso nel mondo. Questi mercati vanno dal totalmente regolamentato al totalmente liberalizzato, da operatori di sistema formali a consigli regionali basati su accordi operativi bilaterali, dalla prevalenza idroelettrica a prevalenza di combustibili fossili, e dall essere di tipo energy only o di tipo energia + capacity markets. Per questo motivo una panoramica dei casi statunitensi permette di osservare molte strutture di business per il DR. Si possono ipotizzare molte schematizzazioni, ma può essere utile adottare quella che suddivide le tipologie in due casi: - Programmi di DR di tipo emergenza / affidabilità - DR attraverso l elasticità al prezzo Programmi di DR di tipo emergenza /affidabilità Pochi modelli in USA sono puramente basati sul merito economico. La maggior parte delle risorse DR vengono reclutate e gestite attraverso dei Programmi sia a livello di piccoli come di grossi consumatori, ed i programmi seguono criteri di tipo economico o di affidabilità. Le tipologie di business che si possono instaurare tra gli attori coinvolti possono essere bastate su accordi bilaterali, (Figura 3) oppure gestiti attraverso gli opportuni mercati (Figura 4). Tra questi si incontrano le seguenti tipologie di programmi: Programmi gestiti dall utility in regime regolamentato Altrimenti conosciuti come Legacy load control programs. Generalmente l utility installa i dispositivi di controllo e comunicazione su alcuni specifici apparecchi dell utente. L utente viene reclutato in un programma dove è remunerato quando il carico viene distaccato. Il modello di business è semplicemente quello in cui la utility internalizza i costi delle tecnologie e della remunerazione degli utenti e li riversa su una componente delle tariffe di base oppure li sconta in altro modo. I venditori possono fornire le tecnologie ma non sono coinvolti in alcun modo negli aspetti operativi del programma. Tradizionalmente questi programmi prevedevano un controllo del carico da parte dell utility ma le tecnologie più avanzate consentono oggi anche all utente di controllare o eventualmente escludere il distacco dal carico.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 21/49 Supply contracts with Load Reduction agreement ESCO technical support END USERS Remote Direct Load Control Energy Trader Load relief Service Interruptibles Aggregator / DR Service Provider Distribution S.O. Transmission S.O. Figura 3 Schema dei programmi DR di tipo emergenza / affidabilità (System Led) impostati su accordi bilaterali END USERS ESCO technical support Direct Market Bidding Aggregator / DR Service Provider Aggregate Market Bidding Reserve Market Figura 4 Schema della partecipazione della domanda al mercato della riserva (programmi DR di tipo emergenza / affidabilità, o System Led). Programmi gestiti dall utility in regime liberalizzato Negli stati dove gli utenti possono scegliere il loro fornitore in un mercato competitivo, la utility, che generalmente è ridotta ad essere l ente di distribuzione, trova minori incentivi rispetto al caso della utility verticalmente integrata. Qualcuna di queste agisce come intermediario aiutando i propri clienti a partecipare in programmi DR gestiti dal gestore di rete regionale o dall operatore del mercato, e percepisce una parte degli incentivi erogati dall operatore per coprire i propri costi.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 22/49 Altre utility cominciano seriamente a valutare la risorsa DR come qualcosa che fa loro percepire incentivi di risultato al raggiungimento di determinati obiettivi, in maniera simile a quanto fatto in altri casi nei programmi di risparmio ed efficienza energetica. Programmi gestiti da un aggregatore verso l utility Sia in regime regolamentato che liberalizzato, sta emergendo un nuovo modello di gestione del DR: una terza parte opera come aggregatore di un certo numero di carichi e fornisce all utility il negawatt per cui riceve un compenso che poi divide con i consumatori partecipanti o, viceversa, riceve una parte dei risparmi realizzati dal consumatore. Questo modello è simile al performance contracting, modello usato nel caso dell efficienza energetica, ed infatti qualche azienda incorpora sia il DR sia l efficienza energetica in un unico servizio di gestione energetica offerto al cliente. Programmi gestiti da un aggregatore verso il gestore della rete o del mercato In molti stati degli USA esiste una entità regionale che gestisce il mercato energetico, denominato Regional Transmission Operator (RTO) o Independent System Operator (ISO). Poiché all atto della loro creazione non è stato previsto che questi organismi dovessero gestire programmi di Demand Response, di fatto essi hanno attivato programmi di DR sia di tipo economico sia di risposta al prezzo che coinvolgono l utility o un aggregatore come intermediario e gestore operativo, seguendo quindi lo schema descritto sopra. Programmi gestiti dal grossista In regime deregolamentato, i grossisti affiancano gli attori sopraccitati nella gestione dei programmi DR. DR attraverso l elasticità al prezzo Ci si riferisce in questo caso alla risposta della domanda stimolata da opportuni segnali di prezzo, generalmente veicolati dalle tariffe, ma anche provenienti direttamente dal mercato, secondo i molteplici schemi riassunti in Figura 5. Supply contracts with Load control agreement / service Load forecast agreement / serv. Tariff plans Price Signals / real time prices END USERS ESCO technical support Energy Trader Market Bidding Tariffs / Critical Peak Price Day Ahead Market Distribution S.O. Figura 5 Schema del DR attraverso la risposta a segnali di prezzo.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 23/49 La risposta al prezzo della domanda cui ci si riferisce negli USA è generalmente quella ottenuta attraverso una tariffazione dinamica, variabile nel tempo. Questi modelli tariffari variano dalle ben note tariffe multiorarie, a tariffe a Picco Critico e fino alle tariffe in tempo reale 2, e comprendono inoltre numerose variazioni e combinazioni di questi schemi. Il modello di business quindi comprende: Programmi ISO /RTO I mercati energetici regionali hanno una serie di programmi price based analoghi a quelli descritti sopra del tipo emergency/economic. Come in questi ultimi, spesso esistono figure intermedie che completano lo schema di business e facilitano la partecipazione degli utenti finali. Negli stati dove il prezzo dell elettricità rimane regolamentato, il Demand Response stimolato da segnali di prezzo ha una ridotta capacità di rappresentare una risorsa. Tariffe emanate dalle Utilities. Molte, se non la maggior parte, delle utilities hanno offerto all utenza opzioni tariffarie dinamiche negli ultimi vent anni, ma l adesione degli utenti è molto limitata, per la ragione addotta che tali tariffe non sono sufficientemente interessanti e non sono pubblicizzate con sufficiente intensità. Tuttavia le direttive federali spingono verso la ripresa dello studio e della attuazione di tariffe di questo tipo. Prezzo basato sul mercato All epoca in cui molti stati degli USA intrapresero la via della deregolamentazione e della ristrutturazione della industria elettrica era stato anticipato che ciò avrebbe, tra il resto, portato ad una risposta della domanda maggiormente di tipo market based. Ciò non accadde, perché gli operatori del mercato dovevano inseguire una maggior competitività nell offerta della commodity. Come risultato si è avuto un limitato sviluppo dell offerta di tariffe dinamiche dagli operatori (ad eccezione di qualche caso). In qualche stato si è scelto di porre la tariffa variabile come default per il clienti che non accedono direttamente al mercato, con l obiettivo di spingere questi stessi consumatori verso il mercato libero. Ma comunque tali tariffe sono state indirizzate principalmente (se non solo) ai grossi consumatori. Svezia Il progetto Market Design Project condotto da Elforsk [8], individua come attuabili nel panorama svedese cinque modelli di business, tre rivolti agli utenti domestici, uno diretto ad attivare i generatori di emergenza ed uno rivolto a grossi utenti industriali. E interessante vederne alcuni, tenendo presente la specificità del mercato svedese, di tipo energy only, e che l intento è di individuare tipologie di tipo Market Led, cioè attivate da segnali di prezzo e non asservite a necessità di emergenza. Prezzo fisso con riacquisto Un modello di business nel quale il consumatore finale veda in tempo reale il prezzo generato al mercato sarebbe quello con la più alta capacità di sollecitare una risposta. Tuttavia, le tariffe del tipo Real Time Price non incontrano un gran successo presso i consumatori, i quali in generale preferiscono stipulare contratti con prezzi fissi per lunghi periodi. E ragionevole domandarsi se sia il caso di stipulare una assicurazione di questo tipo per garantirsi prezzi fissi per il bene elettricità, quando normalmente gli altri approvvigionamenti domestici non sono protetti contro una normale variazione dei prezzi, ma rimane il dato di fatto che gli utenti preferiscono i prezzi fissi. 2 Per una descrizione dettagliata di queste tipologie tariffarie si vedano i rapporti [2][4]

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 24/49 In Norvegia la Trondheim Energiverk (TEV) ha introdotto un contratto chiamato Prezzo fisso con riacquisto (Fixed price with the right to return) nel quale il consumatore vede un prezzo fissato per un volume stabilito di energia, mentre ogni variazione rispetto al pattuito è contabilizzata al prezzo reale dell energia e viene rimborsata al consumatore se egli si mantiene al di sotto del volume fissato, o, viceversa, gli viene addebitata. Buy at spot price Sell at spot price hours Figura 6 Prezzo fisso con riacquisto Una possibile interpretazione di questo modello sarebbe di stipulare un accordo per un definito profilo orario di carico, eventualmente diverso mese per mese. Il consumatore vede il prezzo reale solo per le quantità che si discostano dal profilo, e quindi ha un incentivo a rispondere ai segnali di prezzo, senza che questo si traduca in un rischio di prezzo completamente a carico del consumatore. Con questa tipologia di contratto, il consumatore può raggiungere dei guadagni anche quando non si verificano picchi di prezzo eccezionalmente fuori dalla norma. Naturalmente il problema risiede nella necessità per il consumatore di ricevere con continuità le adeguate informazioni circa l andamento dei prezzi, invece di reagire solo al ricevimento di segnali specifici. Per questa ragione potrebbe essere necessario prevedere l invio di segnali supplementari nel caso si verifichino situazioni eccezionali di prezzi di picco. Tariffe multiorarie dinamiche (Critical Peak Price) Questo modello, già descritto in precedenti studi [2], prevede che l utente veda un prezzo fisso ad eccezione di alcune ore che sono definite come critiche. In queste occasioni il prezzo sale molto, in modo da stimolare una riduzione dei consumi. L utente viene avvertito in anticipo dell evento durante il quale il prezzo salirà molto, e pertanto può attivarsi per consumare meno. In altri termini questo può essere visto come una tariffa multioraria il cui valore varia in funzione della situazione corrente, quindi può anche essere definito come tariffa multioriaria dinamica. Il vantaggio di questo schema è quello di inviare un segnale forte al consumatore quando è particolarmente importante che egli reagisca, ed inoltre è uno schema facilmente comprensibile all utente. Per contro, esso non invia nessun segnale circa lo stato di disponibilità o scarsezza del bene eccetto che nei momenti di grande criticità.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 25/49 Questo modello è stato applicato in diverse circostanze, per esempio in California e in Svezia, con risultati molto positivi. In Svezia, in particolare, il 20% degli utenti cui è stata proposta questa tariffa l ha accettata ed ha reagito dimezzando i consumi durante le ore critiche. Controllo remoto dei carichi di piccole utenze Anche questa tipologia di Demand Response è stata applicata in diversi casi, per esempio in Norvegia sugli scaldabagni elettrici e in Danimarca sul riscaldamento domestico [2]. L analisi condotta da Elforsk individua in Svezia un potenziale di circa 300.000 utenti domestici con riscaldamento elettrico. Un primo progetto pilota condotto negli anni 80 ha dimostrato una buona fattibilità tecnica e una convenienza economica buona, sia rispetto alla remunerazione richiesta dai partecipanti che rispetto al costo di installazione di generazione di picco. Le tecnologie disponibili oggi (AMR) possono sicuramente rendere la realizzazione economicamente più vantaggiosa, ma dipende dal grado di diffusione di contatori elettronici e dalle politiche di incentivo in questo senso in ogni Paese. E da osservare che in Italia siamo prossimi alla completa installazione di contatori intelligenti in tutta l utenza. Aggregazione di generatori di emergenza In accordo con il TSO (Svenska Kraftnat) per estendere la capacità di riserva, si è stabilito di riconoscere, in Svezia, un nuovo tipo di operatore, l aggregatore. Questi vende un servizio nel quale i generatori di emergenza già installati sono modificati per operare come riserva di capacità. La capacità complessiva potenzialmente arriverebbe a 1000 MW, ma si tratta di verificare la reale disponibilità e a quali costi. Anche senza incentivi particolari da parte del TSO, il ruolo di questi generatori sarebbe comunque valido nel mercato della riserva. L indagine svedese pone la domanda di chi possa nel loro mercato attuale rivestire questo ruolo di aggregatore, valutando più vantaggioso il caso di qualche operatore che già disponga di un centro operativo, come i Distributori, i grossisti o altri operatori indipendenti, che potrebbero sviluppare questo modello di business. Si stima che l evenienza anche di un numero limitato di ore a prezzo elevato costituirebbe una opportunità di guadagno interessante. 3.2 Il Demand Response come risorsa per l adeguatezza e la affidabilità del sistema elettrico Nella pratica corrente, il gestore della rete (TSO) acquisisce risorse per la riserva operativa. Tali risorse sono costituite da generazione oppure da risorse della domanda e possono essere attuate sia manualmente che attraverso procedure automatizzate. Le risorse della domanda possono partecipare alla stregua della generazione solo se incontrano i requisiti tecnici adeguati. Tali requisiti possono riguardare per esempio il minimo volume di potenza attivabile, il tempo di attivazione, durata minima della prestazione, disponibilità della risorsa durante tutto l anno e simili. Quando la domanda partecipa a questo tipo di servizio, normalmente occorre investire in dispositivi automatici e di comunicazione ed è inoltre fondamentale l uso di contatori con risoluzione almeno oraria. La riserva viene normalmente impiegata per far fronte ad esigenze di bilanciamento correnti oppure ad eventi imprevisti, malfunzionamenti o disturbi di vario genere, ed in genere le risorse di riserva sono perciò acquisite in mercati denominati di bilanciamento o di regolazione. Normalmente il gestore di rete corrisponde una quota di capacità per mantenere attive le risorse della domanda. In questo modo gli utenti finali possono contare su un introito minimo garantito che consente loro di mantenere attiva la loro capacità di risposta anche in periodi in cui questa non viene chiamata ad operare (e quindi non viene remunerata). Pertanto si ritiene che sia opportuna una certa forma di incentivo per attivare le risorse della domanda. Generalmente i contratti impegnano le parti per periodi lunghi (anni) o anche brevi (giorni). L impatto della partecipazione delle risorse della domanda ai mercati della riserva dipende

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 26/49 anche dalla specifica struttura del mercato (per esempio se prevede il capacity payment, un mercato delle opzioni, etc.) Quando la domanda viene utilizzata come risorsa di riserva o di bilanciamento, generalmente viene chiamata ad offrire il servizio in casi di sbilanciamento locale oppure a livello di sistema generale per riequilibrare grossi flussi di carico nella rete di trasmissione. Evidentemente la collocazione geografica della risorsa è decisiva, pertanto può costituire un importante requisito di selezione. In diversi paesi il DR è una risorsa di bilanciamento particolarmente utile quando la generazione dipende fortemente da impianti eolici. In ambito internazionale, ed europeo in particolare, un volume non trascurabile di riserva è stata allocata a risorse della domanda, ma il potenziale disponibile sembra essere ancora molto rilevante. Esso dipende anche in buona parte dalla tipologia di industrie presenti nel paese. Le stime tuttavia vanno pesate in relazione alla effettiva disponibilità della risorsa nel periodo annuale, stagionale o giornaliero, ed inoltre occorre tenere presenti gli investimenti tecnologici che andrebbero previsti per renderla operativa. Sebbene in gran parte le risorse di domanda che offrono nei mercati della riserva siano rappresentate da grosse utenze di tipo industriale, la partecipazione di piccoli utenti è possibile attraverso gli aggregatori, che possono accorpare numerosi piccoli partecipanti per raggiungere una massa critica adeguata al servizio. In questo caso però occorre sempre valutare le necessità tecnologiche di controllo e comunicazione necessarie alla gestione di un numeroso corpo di utenze e valutare conseguentemente il rapporto costi-benefici. Si tenga presente inoltre che la partecipazione della domanda ai servizi di riserva rientra nella definizione di Demand Response, laddove ci si riferisce al caso che la domanda risponda attivamente a segnali inviati dal sistema per necessità di sicurezza o affidabilità (System Led, si veda il rapporto [2], mentre le considerazioni di tipo economico vengono in seconda battuta, o comunque sono svolte a latere, a differenza del caso in cui il consumatore reagisce a segnali di prezzo inviati dal mercato o veicolati attraverso la struttura tariffaria (Market Led) e il suo comportamento di consumatore incide primariamente sull efficienza del mercato e solo indirettamente una maggiore affidabilità del sistema attraverso una riduzione delle punte di carico. In Italia tutta la riserva operativa viene oggi acquistata da Terna attraverso il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), ad eccezione del Servizio interrompibili destinato all intervento in caso di emergenza e remunerato su base forfettaria con un importo stabilito a priori dall Autorità. In effetti, le risorse rappresentate dalla domanda devono in questo caso dotarsi delle apparecchiature automatiche richieste (Unità Periferica Distacco Carichi) che rispondo funzionalmente ai comandi inviati dal Banco Manovra Interrompibili, allestito centralmente da Terna. Tuttavia l attuale struttura del MSD è quella provvisoriamente approntata in occasione della partenza della Borsa dell energia nell aprile 2004 e destinata ad essere meglio configurata, come l AEEG ha più volte espresso nei recenti documenti emessi. Analogamente la struttura del Servizio Interrompibili sarà modificata a partire dal 2007, come verrà illustrato nel seguito di questo capitolo (3.4). 3.3 Analisi di casi internazionali di partecipazione della domanda ai mercati della riserva. Vi sono diversi esempi di partecipazione delle risorse della domanda ai servizi di riserva, e parecchi di questi sono attuati in Europa. E utile farne una panoramica anche per trarne indicazioni e suggerimenti per il nostro paese.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 27/49 3.3.1 Il caso della Norvegia Per meglio comprendere l assetto del mercato norvegese, è utile richiamarne alcune peculiarità ([10]per ulteriori informazioni): il 99% della produzione è basata su fonte idroelettrica; la differenza delle precipitazioni tra inverni piovosi e asciutti comporta una differenza sulla riserva idroelettrica pari a 90 150 TWh; vi è una parziale dipendenza dai paesi vicini (~7 TWh); in situazioni critiche può avvenire la saturazione della capacità di trasmissione con i paesi confinanti; la riserva di potenza è tradizionalmente basata su impianti termoelettrici, il cui mantenimento non viene però incentivato. La Norvegia partecipa all area Nord Pool, il primo esempio transnazionale per gli scambi di energia elettrica cui afferiscono quasi tutti i paesi del sistema elettrico Nordel. Dal 1993, il mercato è stato ulteriormente organizzato secondo una borsa giornaliera, una settimanale ed una di bilanciamento. Istituito fin dal 1992, il mercato Elspot è il mercato fisico del giorno prima, a partecipazione volontaria, in cui vengono contrattati gli scambi fisici del sistema (cui si aggiungono i contratti bilaterali fisici). Il prezzo orario è calcolato sulla base dell incrocio tra domanda e offerta, tralasciando in un primo momento la capacità della rete e le eventuali congestioni. Nel caso in cui le transazioni programmate non sono congruenti con i limiti fisici del sistema, il mercato viene suddiviso per la Norvegia in due aree (da cui deriva il prezzo zonale, NO1 e NO2). In Norvegia, la cui produzione come detto deriva per il 99% da fonte idroelettrica, non è stato necessario introdurre un mercato di aggiustamento. Le necessità dell operatore di sistema sono di un minimo di 2000 MW di riserva pronta (fast operating reserve) per il mercato di bilanciamento. A causa del limitato margine della generazione, specialmente in giorni invernali infrasettimanali, c è il rischio che tutta la capacità di generazione sia già venduta al mercato del giorno prima Elspot, sia per soddisfare la domanda sia per l esportazione. Se la generazione non soddisfa la domanda ed è necessario disalimentare qualche carico per salvare il sistema, Statnett subisce una penalizzazione finanziaria. Pertanto Statnett ha sviluppato un mercato delle opzioni per assicurarsi sufficiente riserva operativa in periodi di picco. Il mercato di bilanciamento (Regulating Power Market, Reguler-Kraft-Marked RKM), gestito dal System Operator Statnett, e stato avviato nel 2000. Esso ha luogo giornalmente dopo la chiusura dell Elspot con lo scopo di gestire le transazioni di energia necessarie per garantire il bilanciamento tra produzione e consumo. Esso assicura pertanto la riserva necessaria a regolare il sistema. Statnett acquista il diritto (opzione) di dispacciare la risorsa di regolazione. Al mercato di bilanciamento partecipano alla pari sia i generatori che i carichi, che specificano nelle proprie offerte sia la quantità della variazione nonché il prezzo. Le offerte sono raggruppate nelle due categorie a salire (aumento produzione, diminuzione consumo) e a scendere (riduzione generazione, aumento del carico); esse sono poi separate per area di rete. La selezione avviene sulla base del prezzo, fino a raggiungere la quantità desiderata. Nei primi anni successivi alla liberalizzazione del mercato elettrico, grazie anche alla sovracapacità e ad inverni piovosi, si ebbe una diminuzione dei prezzi dell energia, che assecondò tra l altro la tendenza alla diminuzione negli investimenti nella rete e in impianti di generazione. Già alla fine degli anni 90 si ravvisò la concomitanza di diversi fattori che portarono verso una progressiva erosione della riserva: una generale tendenza all incremento della domanda di energia

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 28/49 elettrica (+1.5 2%/anno), una mancanza di significativi aggiornamenti nella rete di trasmissione, cui si aggiunsero inverni particolarmente secchi (con la conseguente riduzione della produzione) e temperature più rigide dell usuale (con ulteriore aumento della domanda di energia elettrica rispetto alle previsioni,figura 7). I meccanismi di mercato allora esistenti non riuscirono a garantire un margine ritenuto sufficiente: soprattutto durante l inverno 2002/2003 la situazione si presentò notevolmente critica, ma alcune condizioni favorevoli consentirono di superare il momento. La vulnerabilità del sistema era però stata messa in luce e l inconveniente dimostrò l urgenza di nuovi investimenti sul lato produzione, nonché una maggiore flessibilità sul lato della domanda. Al fine di garantirsi la disponibilità di sufficienti risorse sul Regulating Power Market 3, il gestore della rete ha quindi proceduto con l analisi di diverse soluzioni. Alcuni accordi iniziali con grossi produttori (garantire riserva per alcuni periodi a remunerazione prefissata) non incontrarono il favore del mercato a causa della poca flessibilità; l acquisto diretto di riserva sul mercato Elspot risultò poco praticabile, indicando come più praticabile una soluzione indipendente a livello nazionale. L attenzione del TSO si spostò di conseguenza sul lato domanda: oltre alle utenze interrompibili, tra cui sono compresi 1000 MW di boiler elettrici, si conclusero accordi con alcune grandi industrie. La soluzione considerata più appropriata venne individuata e resa operativa a fine 2000: nell ulteriore mercato delle opzioni della riserva (RK-opsjonsmarked, RKOM), le cui regole sono state successivamente aggiornate nel 2004, generatori e carichi contrattano l obbligo ad offrire sul Regulating Power Market riserva per quantità minime di 25 MW [10]. Figura 7 Capacità media annuale di generazione e picchi di consumo invernali (www.statnett.no)

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 29/49 Il mercato rispose positivamente ai primi due round, offrendo molto più di quanto ritenuto necessario (1745+944 MW); visti i volumi scambiati, il numero di aziende partecipanti e la loro corretta distribuzione sia dal punto di vista generazione/consumo che della localizzazione geografica, Statnett valutò favorevolmente il periodo di prova. A fine inverno 2000/2001 il RKOM è divenuto pienamente operativo, salvo nelle settimane in cui Statnett stima il margine di riserva sufficiente (solitamente esso è in funzione da novembre a marzo). Il territorio è stato suddiviso in tre aree (vedere Figura 6), diverse dalle già citate zone Elspot, in funzione delle caratteristiche di produzione e consumo e dei collegamenti presenti sia all interno della zona stessa che verso le aree confinanti: Zona A: grossa produzione, buon collegamento con Danimarca (normalmente si osserva un surplus di produzione); Zona B: zona con i maggiori consumi, buona produzione, scarsi collegamenti con le altre zone; Zona C: maggiore produzione, presenza di grandi industrie, collegamenti interni scarsi, presente un buon collegamento con la Svezia (Elspot), interfaccia critica con zona B. Statnett si approvvigiona attualmente per ogni settimana in base alle previsioni di carico, temperatura ecc. All interno di ciascuna area le offerte sono ordinate per prezzo e accettate fino a raggiungere il volume desiderato; la remunerazione è pari al prezzo dell ultima offerta accettata (prezzo marginale). Se non viene raggiunto il livello desiderato partendo da un ordinamento sul solo prezzo, oppure vi è forte predominanza di un solo lato (generazione / consumo), le offerte più costose su un lato vengono scartate a favore di quelle più favorevoli sull altro (Tabella 4). Nelle tre diverse zone la suddivisione delle offerte tra generazione e consumo rispecchia le caratteristiche delle zone stesse: nella zona NOC, ad esempio, circa il 75% delle offerte provengono dal lato domanda. Tutta la gestione avviene tramite procedure informatizzate; la massima quantità finora raggiunta è di 2000 MW nella settimana 4/2006. NOC NOA NOB Figura 8 Le tre zone in cui è suddiviso il mercato norvegese della riserva RKOM (differenti dalle zone del mercato Elspot) 3 L attuale regolamentazione norvegese prevede sanzioni nei confronti di Statnett qualora non abbia provveduto a garantire sufficiente riserva e si renda necessario distaccare carichi per mantenere il bilanciamento tra produzione

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 30/49 Tabella 4 Risultati del RKOM per le prime settimane del 2006 (www.statnett.no; prezzo in NOK/MW; forbruk =consumo). Si noti come nella zona C le offerte siano in prevalenza dal lato domanda. In ciascuna zona le offerte accettate sono, come accennato, remunerate al prezzo marginale; nel caso di offerte accettate con durata e/o tempo di riattivazione (down time, vedi oltre) ridotti, è previsto un option premium anch esso ridotto, calcolato secondo la seguente relazione: Option premium = V f x H f x (capacità offerta) x (prezzo marginale) I parametri V f e H f sono forniti dalle seguenti tabelle: Durata [ore] Non specificato o durata > 4h 4 3 2 1 V f 1.00 0.98 0.95 0.90 0.80 e consumo.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 31/49 Down time [ore] Non specificato o no restrizioni 1 2 3 4 5 6 7 8 H f 1.00 0.98 0.95 0.90 0.80 In condizioni eccezionali Statnett può individuare la necessità di assicurarsi capacità aggiuntiva in particolare aree; in questi casi il system operator accetta offerte ulteriori, paid as bid (denominate special option). Le offerte accettate ogni giovedì al RKOM devono obbligatoriamente essere presentate al RKM nella settimana successiva, al prezzo liberamente determinato dal proponente (se attivata in Elspot, la domanda non può partecipare al RKM). L eventuale indisponibilità della risorsa deve essere prontamente segnalata a Statnett, che provvede a ridurre l option premium o ad applicare penalità. In ciascuna offerta giornaliera sul RKM viene inoltre specificato il già citato down time, ovvero il tempo che deve intercorrere tre due attivazioni successive. Il massimo down time ammesso è di 8 ore, tempi inferiori devono essere esplicitati in accordo a quanto indicato nell offerta sul RKOM. La riserva deve essere in grado di intervenire entro 15 minuti, dalle 6 di mattina alle 10 di sera dei giorni feriali, e deve mantenere la variazione richiesta per almeno 1 ora a chiamata e per almeno 10 ore la settimana, come riassunto nella seguente Figura 9. L attivazione avviene in ordine di merito, basato sul prezzo RKM; la disattivazione è ordinata da Statnett oppure avviene automaticamente al termine del periodo massimo di attivazione. L acquisto della riserva è finanziato tramite le tariffe elettriche: Statnett è stato autorizzato ad un loro incremento per coprire i costi, incremento che viene rivisto ogni 5 anni; nel periodo 2000-2004 i costi annui si sono attestati su 6 12 M. Statnett sta incoraggiando la partecipazione delle grosse industrie non solo al RKM ma anche al mercato Elspot; ha inoltre avviato 5 progetti pilota per facilitare la partecipazione al RKOM di soggetti più piccoli, tra cui due aggregatori (ciascuno con 25 MW). Tramite alcuni contratti bilaterali di lungo periodo, paralleli al RKOM, sono stati inoltre recuperati alcuni impianti obsoleti e si è incentivata l installazione di nuova capacità.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 32/49 Figura 9 Tempistica per l attivazione della riserva (domanda) prevista nel RKM. Nel periodo finora trascorso si notano alcuni elementi interessanti: generalmente si ha un equilibrio tra offerte provenienti dal lato generazione dal lato domanda, ma talvolta queste ultime coprono fino al 75% del fabbisogno; le offerte del lato generazione sul RKOM sono normalmente inferiori a quelle sul RKM, viceversa per quanto riguarda il lato domanda. I grossi consumatori, con ogni probabilità, offrono a prezzo alto sul RKM nella speranza di non essere realmente chiamati ad intervenire, anche se Statnett ha l obbligo contrattuale di provare la loro effettiva capacità di riduzione almeno una volta all anno. In conclusione, il mercato RKOM ha messo in reale competizione la domanda con la generazione. Un numero interessante di consumatori ha trovato finanziariamente interessante attrezzarsi in modo da fornire un distacco di carico con breve preavviso. Molte grosse industrie partecipano, ma si stima che vi sia ancora un ampio potenziale per consumatori più piccoli. Statnett incoraggia i dettaglianti ad offrire risorse aggregate di DR al mercato RKOM. Sono stati attivati due progetti pilota, ciascuno dei quali aggrega carichi per 25 MW. Inoltre si stima vi sia nel paese un potenziale costituito dai generatori di back-up di circa 500 MW. Si stima infine che un prezzo dell energia superiore a 70 /MWh attivi una risposta della domanda pari a circa 14 TWh/anno (escludendo gli scaldabagni che sono già automaticamente disattivati quando il prezzo dell elettricità supera una certa soglia). 3.3.2 Altri casi Europei: Danimarca, Finlandia, Svezia, Spagna, Gran Bretagna, Olanda. Ulteriori esempi si trovano sempre nell area del nord Europa [11]. I n Danimarca, Energinet.dk ha avviato un progetto pilota per l attivazione di 50 MW di generatori di back-up come riserva operativa. Nel paese si stima che vi sia un potenziale di DR tra le utenze industriali di circa 380 MW, che rappresenta circa il 7% della domanda di picco. In Finlandia, Fingrid ha acquisito 545 MW di risorse DR di tipo industriale per un periodo quadriennale che verranno usate come riserva attivata da disturbi in frequenza (per 120 MW) e da riserva pronta (425 MW). Fingrid ha inoltre contrattato la possibilità di acquisire ulteriore riserva di DR se necessario. Il potenziale tecnico di DR allocato nell industria del paese è stimato in ulteriori 735 MW, che uniti ai 545 già arruolati da Fingrid, costituiscono circa il 9% della potenza di picco. Generalmente le risorse della domanda si attivano con prezzi superiori a 300 /MWh.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 33/49 In Svezia, Svenska Kraftnät ha stipulato contratti per 90 MW di DR come riserva operativa pronta. Il TSO svedese ha temporaneamente la responsabilità di acquisire riserva di picco, sia dal lato generazione che dal lato domanda, in aggiunta alla riserva operativa. Per il presente periodo invernale (2006-2007) la capacità contrattata di DR arriva a 503 MW, corrispondente a circa il 25% della riserva di picco totale, ma l offerta di capacità di DR è stata maggiore. In Spagna dal 1988 gli utenti industriali (alluminio, carta, metalli, e industria chimica) possono scegliere volontariamente una tariffa speciale. Questi sono circa 200 utenti finali con potenza installata maggiore di 5 MW, per un totale di circa 2000 MW. Il gestore della rete (Red Electrica de Espana) può richiedere loro, con adeguato preavviso, di limitare il loro prelievo elettrico per intervalli di 45 minuti, 3 ore, 6 ore o 12 ore. Il numero massimo di interruzioni nell anno è concordato con ogni utente, il quale riceve uno sconto sia in quota fissa che variabile, in funzione del numero annuale di interruzioni. Generalmente il numero di interruzioni annuale non supera il quattro, ma nell anno 2001 ve ne sono state dieci. REE utilizza queste risorse in caso di sbilanciamento fisico tra generazione e carico, indipendentemente da considerazioni economiche. Ogni richiesta di riduzione del carico deve essere avallata dal Ministero dell Industria. Questo tipo di tariffa dovrebbe sparire in breve. REE sta discutendo con le industrie come impiegare queste risorse nei servizi ancillari con una gestione di merito economico, così come avviene per la generazione. In Gran Bretagna la National Grid utilizza un certo numero di servizi di bilanciamento per la gestione del sistema di trasmissione, cui partecipa anche la domanda elettrica. Questa partecipazione è classificata nelle seguenti categorie: Demand Management: è costituito da un aumento di generazione attraverso i generatori di back-up o attraverso una riduzione del prelievo da parte di grossi utilizzatori, con taglia minima di 25 MW e per almeno due periodi consecutivi di mezz ora ciascuno. Questo servizio è acquisito attraverso contrattazioni bilaterali. Riserva Pronta: è costituito da un aumento di generazione o da riduzione di prelievo usati per bilanciare rapide variazioni del carico a seguito della richiesta dalla National Grid. L azione deve attivarsi entro due minuti dal comando di dispacciamento e verificarsi con una rampa di almeno 25 MW/minuto, mantenendola attiva per almeno 15 minuti. Questo servizio è acquisito attraverso una combinazione di gare mensili e, in qualche caso, accordi bilaterali, e assomma a circa 760 MW di potenza fornita dal lato domanda. Risposta in frequenza dell industria: Questo servizio concerne la disponibilità dell industria a fornire una risposta alla variazione di frequenza di tipo dinamico e /o non dinamico per periodi definiti. Il servizio è acquisito attraverso un processo a gara a cadenza mensile ed è impiegato per la regolazione giornaliera in frequenza. Gestione del carico a controllo di frequenza: (frequency control by demand management FCDM): il carico viene interrotto automaticamente all abbassarsi della frequenza di rete. Gli utenti che forniscono il servizio sono preparati ad essere interrotti per periodi di 30 minuti, dove statisticamente le interruzioni avvengono da 10 a 30 volte all anno. Gli accordi sono di tipo bilaterale, tipicamente attraverso degli agenti che operano come un unico punto di contatto per un certo numero di utenti concentrati in una zona. Ogni sito deve poter erogare almeno 3 MW entro due secondi. Complessivamente il servizio può contare su circa 200 MW di risposta dal lato domanda.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 34/49 Riserva fredda. Si tratta di riserva di potenza attiva mantenuta in condizioni di stand-by per gestire sbilanciamenti imprevisti in particolari momenti del giorno (p.es. perdite di capacità produttiva, indisponibilità accidentale di impianti, errori di previsione della domanda). I partecipanti devono rispondere entro 20 minuti o meno ed essere in grado di fornire il servizio per almeno due ore, con periodi di riprisitino al massimo di 20 ore. Devono inoltre essere in grado di intervenire almeno tre volte alla settimana. Questo servizio è acquisito annualmente mediante gare, aperte alla generazione non sincronizzata e alla domanda, tipicamente di tipo industriale. La remunerazione prevede una quota di capacità per mantenere le unità pronte ad intervenire e una quota in base al servizio erogato, misurata proporzionalmente all energia fornita. La rete nazionale ha la possibilità di richiedere una riduzione di carico anche attraverso il Distributore. Quando non sono più disponibili altre possibilità, la rete nazionale si rivolge al distributore richiedendo una riduzione di carico operata manualmente. Prima di ricorrere al distacco totale, in genere si richiede una riduzione del carico in step successivi del 5% ognuno. Il tempo di risposta del primo 20 % di riduzione di carico è di cinque minuti. In Olanda, nel periodo 2003-2004 il Ministero degli Affari Economici ha condotto uno studio riguardo alla sicurezza del servizio in Olanda. Lo studio include anche una analisi del potenziale di Demand Response nel mercato all ingrosso dell energia (industriali) e nel settore al dettaglio (domestici). Le principali conclusioni cui è giunto il rapporto sono che il potenziale complessivo di DR assomma a circa 1700 MW nel settore industriale (che rappresenta circa il 20% della potenza complessiva del settore), dei quali 1000 MW sono già attualmente utilizzati. Di questi, circa il 65% ha un contratto che ne remunera la capacità, mentre il restante 35% (pari a 350 MW) sono regolati in merito economico. Del potenziale di 1700 MW, circa 1600 MW sono disposti a ridurre i prelievi per prezzi superiori a 300-500 /MWh, mentre i restanti 100 MW sarebbero disposti a farlo solo per prezzi dell energia superiori a 1000 /MWh. Si stima che prezzi superiori a 2000 /MWh renderebbero disponibile altra capacità di DR. La qualità del DR (definita in questo studio come il prodotto capacità x durata) è maggiore nel settore chimico, con valori di capacità medio per utenza di 160 MW e riduzioni di domanda che possono essere protratte per due giorni. Il potenziale di 1700 MW consiste per 1200 MW di utenze industriali e 500 MW di utenze diverse, tra cui circa 400 MW sono collocati in serre (costituendo circa il 60% della potenza impegnata in questo settore) e i restanti nello stoccaggio di gas. Nel settore domestico il potenziale stimato è di circa 700 MW nel breve periodo e 1200 MW nel lungo periodo, tuttavia le iniziative per attivare il DR sono rallentate dalla mancanza dei contatori intelligenti e di infrastrutture di comunicazione. Attualmente il gestore della rete Tennet ha acquisito capacità di DR per 300 MW per un servizio di emergenza. Questo rappresenta circa la metà del DR contrattato dal mercato. 3.3.3 Un caso USA: Long Island La rete di New York è gestita dal New York Independent System Operator (NYISO), un organizzazione non-profit creata nel 1998 durante il processo di ristrutturazione dell intero comparto elettrico dello stato di New York. La rete gestita da NYISO (NYISO Control Area) comprende l intero stato, con oltre 19 milioni di abitanti, consumi annui superiori a 160'000 GWh e picchi di domanda che si attestano attorno a 32 000 MW. La NYCA è suddivisa in 11 aree, derivanti dalle congestioni di rete (Figura 10). NYSIO ha il compito di garantire l approvvigionamento di energia, della riserva, l affidabilità del sistema e il corretto funzionamento del mercato, nonché la fornitura delle previsioni in tempo reale del carico e la gestione dei diversi servizi ancillari (contrattati su un apposito mercato giornaliero). Il mercato dell energia ove agisce NYISO è sostanzialmente strutturato in due momenti:

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 35/49 Mercato del giorno prima (Day-Ahead Market, DA LMP): per ciascuna ora viene fissato un prezzo zonale marginale (Locational Marginal Pricing, LMP), determinato dall incrocio tra offerte di generazione/domanda e dai contratti bilaterali in ognuna delle 11 aree. Mercato in tempo reale (Real-Time Market, RTM): mercato spot di bilanciamento cadenzato ogni cinque minuti, basato sull assetto corrente della rete. Le offerte vengono chiuse 75 minuti prima dell inizio del relativo intervallo temporale. Tra i servizi ancillari contrattati su un apposito mercato è attualmente definita la contingency reserve, suddivisa in tre categorie (Figura 11): riserva rotante a 10 minuti: fornita da generatori e carichi dispacciabili/interrompibili, già sincronizzati con la rete, che possono variare il proprio livello entro dieci minuti dalla richiesta; riserva non sincronizzata a 10 minuti: fornita da generatori che possono essere avviati, sincronizzati e allacciati entro 10 minuti. Solitamente questa riserva è costituita da impianti ad avviamento rapido tipo turbogas; riserva rotante a 30 minuti: fornita da generatori e carichi, che sono già sincronizzati alla rete. Figura 10 Le 11 aree in cui è suddivisa la rete gestita da NYISO Storicamente, anche a causa delle tecnologie esistenti in passato, il controllo sulla rete elettrica è stato orientato verso le grosse risorse anziché verso i numerosi piccoli soggetti; un possibile impiego dei carichi come riserva rotante è stato d altra parte individuato anche negli USA ormai da numerosi anni. I carichi possono infatti agire efficacemente durante la perdita improvvisa di generatori o linee di trasmissione, situazione in cui i meccanismi di mercato non hanno più modo di intervenire. Si deve inoltre considerare che, in generale, per i generatori è più agevole funzionare come riserva non rapida, mentre per i carichi vale l opposto poiché è possibile il loro spegnimento istantaneo.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 36/49 Figura 11 Tipologie di riserva e tempi di intervento NYISO, in collaborazione con la New York Public Service Commission, il New York State Energy Research and Development Authority e diversi retailer, ha implementato due ampi programmi di Demand Response. A fine 2002 è stato redatto un resoconto dei diversi programmi resi operativi negli anni precedenti [12] e finanziati dalla New York State Energy Research and Development Authority (NYSERDA): il programma denominato Price Responsive Load (PRL), costituito dal Day-Ahead Demand Response Program (DADRP) e dall Emergency Demand Response Program (EDRP); il programma Installed Capacity Program / Special Case Resources (ICAP/SCR). La valutazione dei tre programmi sopra citati, condotta anche grazie al supporto tecnico del Consortium for Electric Reliability Technology Solutions (CERTS), ha inteso approfondire i seguenti tre aspetti principali: impatto dei programmi PRL sui prezzi dell energia e sull affidabilità del sistema; questa valutazione ha implicato lo sviluppo di un modello per fornire una stima dei prezzi in assenza del programma, nonché lo studio dell impatto della riduzione del carico sull affidabilità della rete; valutazione delle motivazioni per cui i clienti accettano o meno di partecipare al programma e caratterizzazione del loro comportamento durante gli episodi di alleggerimento. Questo aspetto è stato approfondito anche tramite complesse analisi di natura statistica; il Demand Response come opportunità di business per i soggetti che operano sul mercato. Nel seguito del paragrafo si concentrerà l attenzione sulla sperimentazione LIPAedge [13] condotta nell area di Long Island (zona azzurra in basso a destra in Figura 10) dalla Long Island Power Autorithy (LIPA), area in cui il margine di riserva era particolarmente ridotto. Tale programma ha inteso dimostrare l enorme potenziale ottenibile attraverso le attuali tecnologie di controllo dei carichi, che consentono riduzioni consistenti del picco estivo di domanda nonché il funzionamento come riserva rotante. Il condizionamento estivo è stato infatti valutato come candidato promettente, poiché è altamente correlato con i picchi estivi di domanda e risulta facilmente inseribile in programmi di Demand Response o di controllo diretto dei carichi. Nel progetto è stata impiegata la tecnologia denominata Carrier ComfortChoice, utilizzata anche in altre zone degli USA, ovvero un termostato che riceve il messaggio di alleggerimento via radio da un trasmettitore centrale (tramite un pager) e provvede automaticamente al distacco del condizionatore

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 37/49 oppure al cambiamento della temperatura impostata. L apparato è configurabile in remoto tramite il Web e consente di salvare e inviare automaticamente all utility (tramite un secondo pager) le informazioni relative al suo funzionamento, quali temperatura ambiente, parametri del condizionatore e degli interventi di distacco. I termostati possono essere configurati dall utility sia singolarmente che con differenti livelli di aggregazione; ad esempio, per ottenere una riduzione del picco estivo di domanda è possibile inviare un comando di aumento della temperatura impostata di 4 C nell orario 14:00 18:00 a tutti gli impianti posti in una certa zona geografica. Oltre all impostazione delle temperatura desiderata è disponibile un'altra forma di comando, che agisce sul duty cycle di funzionamento del climatizzatore. La remotizzazione del termostato risulta utile anche all utente che, sempre attraverso il Web, può impostare e controllare il funzionamento del proprio impianto di climatizzazione. Normalmente l utente è abilitato alla sovrascrittura (override) delle soglie di temperatura precedentemente impostate dall utility, tranne in situazioni in cui i carichi non vengono staccati per ridurre il picco ma fungono proprio da riserva. La comunicazione bidirezionale realizzata attraverso i pager permette all utility di verificare il funzionamento del carico sia in condizioni normali che durante gli eventi di alleggerimento. La risposta di ciascun termostato è scaglionata per evitare la congestione del sistema di comunicazione; solitamente sono necessari 90 minuti per ottenere risposta dagli oltre 20 000 dispositivi, tempo che va confrontato con i 2 8 secondi di intervento dei grossi generatori di punta. Come è ovvio attendersi, data la notevole disparità tra le potenze dei trasmettitori (500 W contro 1 W del pager), la trasmissione dalla torre centrale verso i termostati è più affidabile di quella in senso opposto. Per questo motivo ciascun termostato tenta ripetutamente la trasmissione del proprio messaggio e applica comunque i nuovi comandi ricevuti; la sperimentazione ha mostrato comunque un livello abbastanza contenuto (4 5%) di dispositivi che non sono in grado di inviare il proprio rapporto di funzionamento. Nel corso del 2002 il programma LIPA ha raccolto i dati di carico delle 23 400 unità controllate, stimando in 3.84 kw il consumo medio di ciascun impianto di condizionamento; la potenza totale comandata è stata pari a 97.4 MW, considerando tutti gli impianti contemporaneamente funzionanti al 100% di duty cycle. In totale, nell anno 2002 sono stati conteggiati 239 interventi, la maggioranza dei quali non ha superato i dieci minuti di durata (Figura 12) Si deve tenere conto che gli impianti di condizionamento non possono essere disattivati per un periodo troppo lungo, sia negli ambienti residenziali che, soprattutto, in quelli commerciali. Dalle misure raccolte si è confermato come il carico per il condizionamento sia fortemente correlato (R = 0.88) con il carico totale presentato dalla zona di Long Island. L aspetto notevole è che il massimo della riserva viene reso disponibile proprio durante il picco di carico, quando la capacità di generazione è già fortemente sfruttata (Figura 13). Le prestazioni relative alla prontezza di intervento sono state verificate parzialmente in diverse occasioni: in media, la riduzione ottenuta è stata pari a circa 1 kw (1.03 kw per le utenze residenziali e 1.35 kw per le piccole utenze commerciali). Estrapolando il dato a tutto il parco termostati, LIPA ha stimato un potenziale di 25.5 MW; a seguito del comando di riduzione non è possibile ottenere lo spegnimento totale del condizionatore, di conseguenza rimane disponibile ulteriore riserva (Figura 14), pari a circa 40 MW.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 38/49 Figura 12 Distribuzione e durata degli interventi durante l anno 2002 (239 interventi) Figura 13 Andamento della riserva rotante disponibile; la media è pari a solo 21 MW ma va notato che il picco di 82 MW è avvenuto in contemporanea con il picco di consumo..

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 39/49 Figura 14 Alleggerimento del 14/08/2002: si noti il margine di riserva disponibile dopo l invio del comando. Il limite all intervento è dato dal massimo innalzamento di temperatura accettabile per l ambiente servito dal condizionatore; in media, l aumento di temperatura a seguito di comando di alleggerimento è stato pari a 1.4 F in tre ore. Lo spegnimento completo per funzionamento come riserva rotante comporta ovviamente un incremento più rapido della temperatura (circa 1 F in 30 minuti). Il ripristino della temperatura iniziale avviene rispettivamente entro 90 e 30 minuti per alleggerimenti che durano 30 oppure 10 minuti. Questi dati suggeriscono che l intervento come riserva rotante può essere sostenuto da questa tipologia di carico. Come sottolineato, i carichi si comportano in modo differente dai generatori: per i primi, soprattutto se di piccola taglia, la prestazione energetica non è il principale parametro di funzionamento. Il loro funzionamento è legato a richieste non collegate con il sistema elettrico, aspetto che li rende non sempre disponibili a riduzioni della potenza impegnata: i piccoli carichi preferiscono offrire servizi che non sono obbligati a fornire con certezza, ma per i quali si rendono disponibili la maggioranza delle volte. La possibilità di sovrascrivere i parametri di funzionamento del termostato va incontro a questa esigenza dell utente finale, aumentando di conseguenza il numero di utenti che reputano conveniente aderire al programma. La principale obiezione ai programmi di Demand Response che includono le piccole utenze è proprio il timore di una loro limitata affidabilità (si invia il comando ma si staccano in pochi). Questo programma di Demand Response ha confermato che tale timore è eccessivo: innanzi tutto il singolo utente si deve accorgere che è in atto un alleggerimento e che il proprio comfort non è al livello desiderato. Gli utenti che sistematicamente si sottraggono al comando possono essere espulsi dal programma; durante la sperimentazione qui descritta si è visto, in ogni caso, che il numero di utenti che man mano si sottrae all alleggerimento è ragionevolmente contenuto e raggiunge punte del 30% solo quando la durata raggiunge le 3 ore (Figura 15). Qui si nota un differente comportamento tra utenti residenziali e commerciali: i primi non sono probabilmente tutti presenti nell abitazione durante l alleggerimento (di conseguenza non intervengono), mentre i secondi temono una riduzione della clientela.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 40/49 Figura 15 Percentuale di utenti che esce dall alleggerimento, in funzione della durata dell intervento Durante il funzionamento come riserva rotante la sovrascrittura non rappresenta un reale problema: anche se l incremento di temperatura è pari a quello che avviene durante gli alleggerimenti che durano 3 ore, poiché esso avviene in soli 10 minuti l utente non ha quasi il tempo di accorgersene e intervenire. Si rammenta infine che il dispositivo consente all utility di definire gli eventi di durata limitata che non possono essere sovrascritti dall utente, affinché durante situazioni particolarmente critiche per il sistema elettrico non sia possibile sottrarsi dall alleggerimento. I condizionatori inseriti in un programma di Demand Response rappresentano, per loro natura, una risorsa pregiata in quanto si rendono disponibili proprio quando si ha un picco nel carico e i margini sono ridotti al minimo. L insieme aggregato di un numero elevato di condizionatori assicura, dal punto di vista statistico, una risposta complessiva molto affidabile. La valutazione costo-benefici dell iniziativa è risultata complessa, sia perché la sperimentazione è stata impiegata per realizzare due servizi concettualmente diversi tra loro (riduzione del picco estivo e riserva rotante), sia a causa della natura integrata del mercato dell energia, della riserva e dei servizi ancillari. Innanzitutto, è stato confrontato il costo del programma con il costo di una alternativa convenzionale, quale l installazione di una nuova turbina per il servizio di punta. Il progetto LIPAedge è costato rispettivamente $ 515 e $ 545 per ciascun utente residenziale e commerciale; il risultante costo pesato di $ 478 per ciascun kw di riduzione della domanda va confrontato con i costi di generazione di nuovi impianti di punta, pari a circa 500 $/kw. Per quanto riguarda nello specifico il funzionamento come riserva rotante, le valutazioni hanno condotto ad un costo di 162 $/kw.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 41/49 Per apprezzare tale stima si considera il prezzo orario della riserva contrattato sul relativo mercato: nel 2002 in media esso si è attestato sui 3.04 $/MWh per la riserva a 10 minuti, valore doppio rispetto al prezzo della riserva a 10 minuti non sincronizzata e pari a 2.5 volte quello della riserva operativa a 30 minuti. Tali prezzi risultano comunque estremamente volatili (Figura 16). Figura 16 Andamento 2002 del prezzo della riserva sul mercato dei servizi ancillari Se tutti i 23 400 partecipanti al LIPAedge avessero offerto la propria risorsa sul mercato del giorno prima per la riserva a 10 minuti avrebbero di conseguenza ottenuto 204 k$; i ricavi, come detto, sarebbero stati inferiori offrendo riserva non sincronizzata e riserva a 30 minuti. Tale cifra, per quanto interessante, non è comunque sufficiente a ripagare l investimento, segno che l attuale mercato NYISO della riserva non è strutturato per compensare interamente i costi di questo servizio. In generale, il prezzo della riserva è infatti considerato come un supplemento per la capacità installata e non come remunerazione completa dei costi. Riassumendo, la sperimentazione LIPAedge condotta nel 2002 ha reclutato mediamente 75 MW disponibili come riduzione del carico per gli eventi critici e 25 MW per la riduzione del picco; 50 MW sono stati inoltre disponibili come riserva rotante quando era già in atto la riduzione del picco. L analisi condotta da B.J Kirby dell Oak Ridge National Laboratory ha mostrato numerosi elementi di interesse: la tecnologia già disponibile consente un rapido intervento dei carichi (e quindi un loro possibile impiego come riserva); i carichi si comportano effettivamente in modo diverso dai generatori, e non necessariamente solo i grossi carichi possono essere impiegati come riserva rotante: numerosi piccoli carichi aggregati, soprattutto se di natura omogenea, costituiscono una risorsa affidabile; la previsione del comportamento dei normali carichi appare difficoltosa, ma il comportamento dei carichi distaccabili risulta generalmente più prevedibile: in questo caso si tratta infatti di numerose apparecchiature dello stesso tipo (condizionatori) che nel complesso vengono guidate dagli stessi

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 42/49 parametri (temperatura, ora, giorno della settimana). La previsione su questa riserva tende inoltre ad essere inferiore al comportamento reale proprio quando il carico complessivo è elevato (pomeriggio più caldo del previsto, ad esempio); in un area congestionata quale la città di New York, la domanda può supplire nell immediato alla mancanza di nuova capacità; 1 MW offerto come riserva dai condizionatori controllati consente di ridurre di 1 MW la richiesta di capacità, poiché esso è reso disponibile proprio durante i picchi di domanda; l attuale andamento dei prezzi sul mercato della riserva non rappresenta un segnale adeguato per gli investimenti; la capacità dei carichi di offrire un servizio di riserva non viene infatti pienamente compensata, anche se i prezzi riconosciuti per i servizi di riserva rotante a 10 minuti risultano superiori a quelli di altri servizi di riserva. 3.4 La Partecipazione della domanda ai servizi ancillari in Italia. Recenti sviluppi e linee di evoluzione In Italia, come è noto, la partecipazione del lato domanda è attiva al mercato del Giorno Prima dal gennaio 2005, mentre non è ancora possibile al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD), non tanto da impedimenti istituzionali quanto da disposizioni operative transitorie disposte all atto dell avvio dello stesso MSD nell aprile del 2004. A quell epoca infatti, nell urgenza di avviare la borsa dell energia e i mercati ad essa correlati, la struttura del MSD fu definita in via transitoria e semplificata ammettendo in pratica la partecipazione dei soli impianti di generazione, anche se la sua impostazione concettuale non esclude la partecipazione del lato domanda. Inoltre il Servizio Interrompibili, asservito al Piano di Emergenza PESSE, è riservato alla partecipazione dei carichi. Questo Servizio, illustrato e discusso anche in precedenti rapporti ( [1][2][4]) prevede una remunerazione di tipo forfettario, senza indicazione di un numero massimo di distacchi operati nel periodo annuale, né una remunerazione in qualche modo proporzionata al servizio effettivamente prestato. Il Servizio Interrompibili comprende due tipologie: interrompibilità istantanea e con preavviso di 15 minuti, senza che peraltro sia specificata (oggi) alcuna differenza di tipo operativo tra le due tipologie, che infatti sono ritenute tecnicamente equivalenti ed in linea di principio intercambiabili, salvo solamente che le seconde ricevono un segnale di preavviso. Le procedure previste dal Piano PESSE prevedono infatti che gli utenti con preavviso vengano allertati in modo da poter essere distaccati in sostituzione degli istantanei, che vengono riarmati in modo da rimanere a disposizione per ulteriori eventuali necessità. La tecnologia abilitante il servizio è oggi uguale per entrambe le tipologie descritte. Essa è nella la responsabilità dell utente finale e consiste di un automatismo di distacco dell alimentazione di un apparecchio singolo (Unità Periferica di Distacco Carichi UPDC), di una linea di comunicazione dedicata molto veloce e ridondante ed eventualmente di un avvisatore acustico o luminoso che si attiva con funzione di preavviso. Le specifiche tecniche imposte da Terna per l UPDC e la linea di comunicazione sono molto stringenti e devono consentire di operare il distacco del carico in meno di 200 millisecondi, a partire da un comando inviato manualmente dal Banco Manovra Interrompibili gestito da Terna. Inoltre la potenza istantaneamente assorbita dai carichi interrompibili è singolarmente monitorata a distanza dal BMI. Attualmente il Servizio consiste di circa 1750 MW interrompibili istantaneamente e quasi altrettanti interrompibili con preavviso. La remunerazione è di 22 /MWh per i primi e di 8 /MWh per i secondi, importo calcolato per 7500 ore/anno circa. La taglia minima di partecipazione e di 3 MW, ed il

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 43/49 contratto richiede che il carico sia alimentato e funzionante per almeno l'85% del tempo e al 70% della potenza contrattualmente negoziata. In difetto è prevista la rescissione del contratto. Come si può vedere, questo servizio è di tipo System Led, cioè asservito alle esigenze di sicurezza del sistema e non governato da criteri di merito economico. Di fatto, il servizio risulta abbastanza oneroso (circa 380 M /anno, stimato per il 2004) e l importo non è correlato con l effettivo utilizzo. Nonostante questo, la quota destinata agli interrompibili con preavviso non risulta abbastanza incentivante per questi utenti, e si verificano diverse rinunce. Nel corso del 2006 vi sono state importanti evoluzioni riguardo la partecipazione della domanda ai servizi di riserva. Infatti, in data 24 maggio 2006 l Autorità ha emesso un primo documento di consultazione, Criteri per la partecipazione degli utenti di dispacciamento in prelievo al MSD, nel quale si intendeva proporre alcune modifiche della attuale gestione del Servizio Interrompibili e si proponeva una valutazione in merito alla partecipazione dei carichi al MSD, in vista di una revisione della disciplina dello stesso MSD. A seguito dei commenti ricevuti in risposta a questa prima consultazione, l AEEG ha emanato un secondo documento di consultazione, in data 28 novembre 2006 Modifiche alla disciplina dell approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento, ed infine una delibera in data 15 dicembre 2006, n 289/06, Disposizioni per l approvvigionamento e la remunerazione delle risorse in grado di garantire l interrompibilità istantanea o con preavviso dei prelievi di energia elettrica a decorrere dal 1 gennaio 2007. Riassumendo i punti salienti di questo importante intervento regolatorio, si deve notare che, in primo luogo, si riconosce il ruolo importante delle risorse rappresentate dai carichi nella affidabilità e sicurezza nel sistema elettrico e che viene differenziato il contributo offerto dai carichi interrompibili istantaneamente da quelli interrompibili con preavviso, come proposto dalla stessa AEEG nel primo documento per la consultazione e come condiviso e anzi rafforzato nei commenti inviati. Infatti, si legge nella delibera finale n 289/06 che:...l Autorità nel documento di consultazione MSD prelievo ha evidenziato che i carichi interrompibili istantanei e con preavviso: - rappresenterebbero una tipologia di riserva di potenza a salire in grado di offrire prestazioni che, in molti casi, risultano paragonabili a quelle offerte da unità di produzione e da unità di pompaggio; e che (ibidem)...i soggetti che hanno formulato osservazioni al documento di consultazione MSD prelievo hanno sottolineato che: - i carichi interrompibili con preavviso costituiscono una tipologia di riserva a salire per molti aspetti assimilabile a quella offerta da unità di produzione e dovrebbero essere offerti su MSD; - i carichi interrompibili senza preavviso costituiscono una tipologia di riserva a salire con prestazioni dinamiche nettamente superiori a quelle offerte da unità di produzione; i carichi interrompibili senza preavviso costituiscono, quindi, una risorsa essenziale alla sicurezza del sistema non avendo Terna alcuna alternativa in grado di offrire prestazioni qualitativamente equivalenti nel caso di eventi estremi quali, ad esempio, il fuori servizio di più linee di importazione che possano mettere a rischio la sicurezza del sistema elettrico;

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 44/49 Un secondo aspetto importante è quello di addivenire ad una gestione economicamente più efficiente e concorrenziale del servizio offerto. A questo proposito, l Autorità osserva che i entrambe le tipologie di carichi interrompibili: potrebbero essere offerti sul MSD per entrare in diretta concorrenza tra loro e con le unità di produzione in maniera trasparente e non discriminatoria e potrebbero partecipare a procedure concorsuali per l approvvigionamento a termine di apposite tipologie di riserva di potenza da utilizzare a fini di bilanciamento nell ambito del MSD. Conseguentemente l AEEG dispone nella delib. 289/06, per i carichi interrompibili istantaneamente di mantenere l attuale procedura di approvvigionamento per la quantità necessaria individuata da Terna (non superiore a 2000 MW) e sulla base della distribuzione geografica e di punti di prelievo, mentre Terna potrà attivare procedure concorsuali, per un quantitativo supplementare di 400 MW, i quali andranno a formare una graduatoria di risorse che potranno eventualmente rimpiazzarne altre venute a mancare per risoluzione del contratto. Per i carichi interrompibili con preavviso si intende invece aprirne l accesso al mercato MSD e alla fornitura di altri servizi ancillari alla pari e in concorrenza con le risorse di produzione a partire dal 2008. Transitoriamente, per il 2007, vengono prorogate le condizioni applicate nel triennio 2004-2006, e vengono prorogati i contratti già in essere nel 2006. Viene inoltre introdotta una importante definizione che stabilisce il numero di 10 interruzioni come riferimento annuale. Essa definisce inoltre che vengano conteggiate come interruzioni unitarie la prima della durata di un ora e le successive consecutive della durata di tre ore. In seguito a questa definizione, si stabilisce la remunerazione del servizio sullo schema seguente: - Un corrispettivo fisso annuale pari a 150.000 per ogni MW di potenza interrompibile istantaneamente, a fronte di 10 interruzioni per anno. - Un corrispettivo unitario pari a 3000 / MW per ogni interruzione successiva alle 10 previste. Viene però stabilito che, qualora il numero effettivo di interruzioni sia inferiore a 10, l utente deve restituire 3000 /MW per ogni interruzione che non ha avuto luogo. Inoltre il corrispettivo fisso annuale viene ridotto qualora la potenza dichiarata interrompibile non sia effettivamente prelevata per un periodo superiore alla tolleranza ammessa (per manutenzioni o fuori servizio) del 15% delle ore annuali, la riduzione essendo computata in proporzione alla frazione di potenza non prelevata. Per il 2007 viene stabilito che il servizio interrompibilità senza preavviso verrà remunerato con il corrispettivo fisso pari a 150.000 /MW/anno, senza tener conto del corrispettivo unitario per le interruzioni inferiori o superiori a 10, che viene transitoriamente posto pari a zero. I requisiti tecnici di ammissibilità alla fornitura del servizio rimangono sostanzialmente gli stessi, e sono definiti o aggiornati da Terna. Si aggiunge solamente che una parte dei carichi interrompibili istantaneamente potranno essere equipaggiati con un dispositivo automatico simile a quello degli EAC (Equilibratore Automatico di Carico) capaci di operare il distacco in maniera rapida e senza intervento manuale, al fine di minimizzare le interruzioni a clienti finali, anche in caso di eventi di particolare gravità. Queste recenti modifiche della disciplina che regola la partecipazione dei carichi al mercato MSD e modifica il Servizio Interrompibili sono molto rilevanti. Esse mostrano innanzi tutto che l Autorità intende, correttamente, aumentare la partecipazione del lato domanda ai mercati e ai servizi ancillari, aumentandone in questo modo anche la concorrenzialità e la trasparenza.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 45/49 L AEEG manifesta inoltre l intenzione di superare la fase transitoria della gestione del MSD arrivando ad una ridefinizione della sua disciplina più completa e definitiva. Recentemente, tra l altro, da più operatori è stato rilevato che i costi per l utente finale dovuti a MSD stesso stanno progressivamente aumentando. Si è perciò a favore di una revisione che porti ad una maggior trasparenza sui costi di questo mercato. Il Gestore della Rete acquista su MSD risorse con caratteristiche tecniche differenziate (ad es. per tempo di intervento, risposta dinamica, ecc.), per far fronte ad obiettivi diversi (ad es. costituzione del margine di riserva, bilanciamento, risoluzione delle congestioni, ecc.): in tale contesto sarebbe quindi auspicabile una revisione di MSD che consentisse di imputare a ciascuna tipologia di risorsa acquistata i propri costi di pertinenza. Sarebbe quindi opportuna una procedura concorsuale che permetta di acquisire la capacità di riserva come risorsa a termine, tramite un contratto di opzione che consenta al Gestore della Rete, a fronte del pagamento di un premio, di utilizzare la risorsa ad un prezzo di esercizio prefissato. In tema di interrompibilità del carico, è molto positiva la differenziazione operativa introdotta per sottolineare il differente servizio svolto dai carichi interrompibili senza preavviso rispetto a quelli con preavviso. La disponibilità dei primi infatti, distaccabili in tempi rapidissimi (inferiori a 200 millisecondi), risulta necessaria per evitare blackout, sia di sistema sia di zona, a fronte di possibili perdite improvvise di rilevanti quantità di potenza importata dall estero, a causa di guasti sulle linee di interconnessione, o di perdite significative di capacità di interconnessione fra zone, sempre a causa di guasti linea. Tali necessità, rilevanti nel sistema elettrico nazionale che importa dall estero significative quantità di energia elettrica e che ha una rete di trasmissione estesa, come il territorio, lungo una direzione geografica prevalente, rendono il servizio fornito dai carichi interrompibili senza preavviso non assimilabile ad un puro servizio di riserva o bilanciamento: questa peculiarità suggerisce di escludere tale servizio dal Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD), nella misura in cui tale mercato risulti finalizzato, come attualmente, all acquisizione di risorse per la riserva, il bilanciamento e la gestione delle congestioni intrazonali o che si verifichino in tempo reale. Per quanto riguarda invece il servizio di interrompibilità con preavviso (di 15 minuti), come rilevato nel documento di consultazione, esso risulta porsi direttamente in concorrenza con le unità di produzione in grado di fornire riserva terziaria pronta. Analogamente, carichi interrompibili con tempi di preavviso più lunghi potrebbero porsi in concorrenza con le unità di produzione in grado di fornire riserva terziaria di sostituzione. Se però, da un punto di vista esclusivamente algebrico, la riduzione di un carico equivale in effetti all aumento di una generazione 4, non è possibile, ai fini della fornitura di servizi di riserva e bilanciamento, considerare tout-court i carichi equivalenti ai generatori. Infatti, mentre un generatore nasce per produrre energia elettrica, un carico, consumando energia elettrica, è finalizzato a prendere parte al processo produttivo che costituisce il core business del soggetto che lo gestisce. In quanto asservito ad un processo produttivo, è quindi evidente che un carico non potrà fornire servizi di dispacciamento con la stessa flessibilità di una unità di generazione, soggetta solo ai suoi vincoli tecnici e prestazionali. Ciò implica che ad un carico non può essere imposta la disponibilità a fornire servizi di dispacciamento 24 ore su 24. Quando disponibile, inoltre, esso deve poter porre vincoli sia di durata minima che di durata massima al suo intervento eventualmente richiesto dal Gestore della Rete, nonché vincoli alla frequenza con cui esso può essere chiamato ad intervenire nel periodo temporale in cui si sia impegnato alla fornitura del servizio, come avviene all estero nei casi sopra esposti di partecipazione della domanda ai servizi di riserva. 4 Si noti peraltro che, oltre alla riserva a salire, nulla esclude che un carico possa offrire anche riserva a scendere, aumentando i propri consumi, se in grado, quando richiesto dal gestore della rete.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 46/49 Una ulteriore problematica è la taglia relativamente piccola (anche al di sotto del MW) di molti dei carichi che potrebbero partecipare alla fornitura di servizi di dispacciamento: se ciascuno di essi dovesse a tale scopo essere offerto e trattato individualmente, la complessità gestionale, i relativi costi e la rigidità che ne deriverebbero potrebbero scoraggiarne la partecipazione al mercato. Si ritiene quindi auspicabile che i carichi possano partecipare al mercato dei servizi di dispacciamento in forma aggregata, quantomeno a livello di ciascun sito produttivo. Il servizio di interruzione con preavviso finalizzato a fornire riserva pronta o di sostituzione non necessita peraltro dei costosi dispositivi di distacco comandati direttamente dal Gestore della Rete e oggi prescritti per entrambe le tipologie di interrompibilità. Analogamente a quanto avviene per le unità di produzione, è sufficiente un dispositivo per la ricezione degli ordini di dispacciamento emessi dal Gestore della Rete, lasciando al gestore del carico il compito di effettuare l interruzione o, più in generale, la modulazione del carico stesso. Una ulteriore possibilità da prendere in considerazione consiste in una aggregazione su scala più vasta (al limite su una intera zona geografica) da effettuarsi per il tramite di un soggetto (aggregatore) che, da un lato, assume gli impegni di fornitura dei servizi di dispacciamento nei confronti del Gestore delle Rete e, dall altro, contrattualizza con le dovute flessibilità e vincoli una moltitudine di carichi modulabili in grado di fornire in maniera aggregata, eventualmente anche su base statistica, i servizi richiesti per l entità e con le modalità necessarie. Va infine tenuto conto del fatto che l assunzione della qualifica di unità di consumo rilevante ai fini della fornitura di servizi di dispacciamento, imponendo vincoli molto più restrittivi sulla percentuale ammessa di sbilanciamento e quindi esponendo il proprietario ad un maggiore rischio di pagamento dei relativi oneri, potrebbe costituire un significativo disincentivo alla partecipazione dei carichi alla fornitura di servizi di dispacciamento. La recente modifica della disciplina, ed in particolare l ammissione della domanda al MSD, apre ulteriori quesiti: la taglia minima di partecipazione, la possibilità di aggregare i carichi e il ruolo di figure intermedie di aggregatori, la definizione dei requisiti tecnologici per l abilitazione, quali per esempio i tempi di preavviso e tempi di risposta, la misura della prestazione, etc. La definizione di tutti questi nuovi requisiti regolatori e tecnici potrebbe sia ampliare sia ridurre il parco di utenze che possono partecipare ai servizi ancillari. Sarà necessario seguire l evoluzione della problematica italiana in riferimento agli aspetti sia regolatori che tecnologici.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 47/49 4 CONCLUSIONI Il fenomeno del Demand Response, ovvero della risposta attiva della domanda elettrica a segnali di prezzo o a segnali di emergenza inviati dal sistema, è studiato a livello internazionale anche nell ambito di progetti di estensione mondiale. Il confronto si attua non solo all interno di un singolo paese, ma anche tra paesi che si trovano in diverse fasi del processo di liberalizzazione del mercato elettrico, tra coloro che già da decenni hanno un mercato dell energia e coloro che si affacciano adesso a tale importante trasformazione. La condivisione delle esperienze e degli studi porta alla formulazione di un modello di validità generale che può essere utilizzato da chi intende promuovere e sviluppare la risposta della domanda. Il ruolo della domanda in un mercato liberalizzato è molto importante: la sua funzione di riequilibrio rende il mercato più efficiente, riduce il potere degli operatori dominanti ed inoltre fornisce una importante risorsa che affianca la capacità di generazione sia nella gestione ordinaria del servizio che nella fornitura di risorsa di riserva e di affidabilità. L analisi del Demand Response come nuovo fenomeno del mercato elettrico procede quindi, dopo una fase di definizione e classificazione, e attraverso l individuazione delle barriere tecnologiche e non tecnologiche alla sua diffusione, allo studio dei modelli di business che coinvolgono i diversi attori e stakeholders del sistema elettrico. Il presente rapporto illustra quindi alcuni schemi di business sviluppati anche in ambito internazionale ed espressi nel progetto IEA-Task XIII- Demand Response Resources, cui CESI RICERCA ha partecipato. Questi schemi individuano gli attori principali, i vantaggi e le criticità che essi incontrano nella fase di avviamento di questo nuovo business. Sono inoltre illustrati casi reali di programmi di DR attivi in diversi paesi e alcuni studi condotti da paesi che intendono promuovere il DR per il loro sistema elettrico. Una tipologia particolarmente interessante di programmi basati sulla risposta attiva della domanda è quella che vede i carichi partecipare ai servizi di riserva di capacità, sia attraverso il mercato dei servizi, sia attraverso diverse tipologie di contratti o accordi bilaterali. In questo rapporto viene presentata una casistica selezionata di programmi di questo tipo, scelti tra quelli che più facilmente potrebbero applicarsi al nostro Paese. Infine alcune considerazioni sul caso italiano riportano le importanti recenti modifiche apportate dall Autorità alla disciplina del mercato dei servizi di Dispacciamento e al Servizio di Interrompibilità. Le principali conclusioni messe in luce da questo studio possono essere così riassunte. Il Demand Response è un fenomeno internazionale. Molte delle caratteristiche e delle barriere alla sua diffusione sono condivise a livello internazionale, anche tra paesi a diverso stadio di maturità nella liberalizzazione del mercato elettrico. E pertanto possibile trarre importanti lezioni dalle esperienze già condotte in altri paesi. Le barriere di tipo non tecnologico alla diffusione del Demand Response sono classificabili in tre tipologie: culturali, regolatorie e istituzionali. La loro individuazione e il loro superamento sono passi fondamentali per l attuazione di una maggiore elasticità della domanda. La partecipazione dei carichi ai servizi ancillari e di riserva è già attiva da anni in diversi paesi, secondo modelli diversi. Ove questa pratica sia stata sperimentata si sono riscontrati risultati molto positivi in termini di economicità dei servizi, di affidabilità delle reti e di partecipazione degli utenti finali, tanto che in generale i paesi cercano di allargare la partecipazione di utenti anche di taglia medio-piccola attraverso la figura dell Aggregatore.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 48/49 Si osserva però che le regole di mercato devono essere opportunamente disegnate o modificate per ammettere la partecipazione dei carichi con le loro specificità tecniche, in particolare riguardanti i tempi di risposta e la disponibilità oraria, mensile o annuale del loro servizio, dal momento che difficilmente i carichi possono adeguarsi a regole stabilite sulla operatività dei generatori. Infine importanti passi sono stati recentemente fatti dall AEEG riguardo alla partecipazione dei carichi al mercato dei servizi di dispacciamento, specialmente in vista di una annunciata modifica della disciplina di questo mercato. Inoltre il Servizio Interrompibili prevede a partire dal 2008 una nuova regolamentazione che differenzia operativamente le caratteristiche degli Interrompibili Istantaneamente da quelli con preavviso, definendo anche una diversa remunerazione delle loro prestazioni, introducendo per i primi una valutazione a misura del servizio effettivamente prestato e per i secondi una procedura di gara per l ammissione al mercato della riserva.

Rapporto ESE Economia dei Sistemi Elettrici Approvato Pag. 49/49 BIBLIOGRAFIA [1] C. Chemelli, W. Grattieri, Analisi delle risorse per la modulazione della domanda, RdS progetto EXTRA rapp. n. A4506017, 30/06/2004 [2] C. Chemelli, W. Grattieri, Metodi e strumenti per la modulazione della domanda, RdS progetto EXTRA rapp. n. A5021621, 31/03/2005 [3] W. Grattieri, IEA/DSM Task XIII - Demand Response Resources: attività 2004, RdS progetto EXTRA n. A4523734, 31/12/2004; si veda anche www.demandresponseresources.com [4] C. Chemelli Barriere al Demand Response e raccomandazioni utili alla promozione di una domanda elastica RdS progetto EXTRA / WP n 2 / milestone n 2.8, 30/12/2005 [5] M. Benini, C. Chemelli Metodologie per la definizione di uno schema di fasce orarie per i servizi di vendita dell energia elettrica, RdS Progetto Governo del Sistema WP 2.3 Supporto scientifico alle attività regolatorie per il mercato elettrico, 30/6/2006 [6] IEA Task XIII Demand Response Resources, Final report, Chap.7: Demand Response Business Issues, www.demandresponseresources.com [7] C. Chemelli, W. Grattieri, DEMAND RESPONSE: technology requirements for an emerging business, International Congress Methodologies For Emerging Technologies In Automation, University of Rome, La Sapienza, November, 13-15, 2006 [8] Peter Fritz, Market Design Project Demand Response Resources in Sweden, Elforsk Report n 06:41, June 2006, www.marketdesign.se/english/index_en.htm/ [9] M. Benini, M. Gallanti, S. Barsali, P. Pelacchi, D. Poli: Il mercato elettrico in Norvegia e Svezia: strutture e procedure di gestione, L'Energia Elettrica, vol. 77, n. 3, Maggio-Giugno 2000. [10] Terms and Conditions for Offering, Acceptance and Use of Regulating Capacity Options for Production and Consumption, Statnett 2005 (traduzione non ufficiale del documento Vilkår for tilbud, aksept og bruk av regulerkraftopsjoner i produksjon/forbruk ) www-stanett.no. [11] Demand Response as a resource for the adequacy and operational reliability of the power system- Explanatory Note ETSO, 12 Jan 2007, www.etso-net.org [12] How and Why Customers Respond to Electricity Price Variability: A Study of NYISO and NYSERDA 2002 PRL Program Performance, Neenan Associates, Lawrence Berkeley National Laboratory, Pacific Northwest National Laboratory. Gennaio 2003 [13] Spinning Reserve From Responsive Loads, B.J Kirby, Oak Ridge National Laboratory, 2003 (http://www.osti.gov/bridge).