Come si delinea un moderno mercato elettrico: il TIDE, Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico

Come si delinea un moderno mercato elettrico: il TIDE, Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico

A cura di: Roberto Bianchini e Andrea Tenconi

1.      Integrazione europea del Mercato elettrico

L’8 febbraio 2023, ARERA ha organizzato un seminario pubblico per presentare la bozza del nuovo Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico - TIDE, tassello fondamentale per costruire un sistema elettrico moderno, in grado di supportare gli obiettivi ambientali e il più possibile integrato a livello europeo. Si tratta di una necessaria riscrittura delle regole del gioco quale solida base su cui costruire il futuro del mercato elettrico, a partire dal 2025. Una modernizzazione in parte ricercata e in parte obbligata. Ricercata, poiché a livello europeo si è deciso congiuntamente di optare per una maggiore integrazione dei mercati e per la standardizzazione delle metodologie utilizzate nei vari Paesi; obbligata, poiché deve rispondere alle esigenze derivanti dalle sfide della transizione energetica, da quella che è la natura intermittente delle sempre più importanti fonti rinnovabili, all’avvento e diffusione di un modello di generazione distribuita.

Intanto, il processo di integrazione europea del sistema elettrico è in moto da diversi anni, soprattutto dal punto di vista della progettazione. L’obiettivo è quello di realizzare un mercato dell’energia elettrica armonizzato e interconnesso sia nell’orizzonte temporale day-ahead che nelle scadenze più vicine al momento della consegna (intraday) concentrandosi, tra le altre cose, su un’efficiente allocazione della capacità di trasmissione tra zone di mercato. Oggi il MGP è integrato con il resto dell’Unione Europea grazie allo SDAC (Single Day-Ahead Coupling) un meccanismo che permette di sfruttare in maniera più efficiente la capacità di interconnessione tra Stati confinanti. Gli scopi? Utilizzare la rete in maniera efficiente, aumentare la concorrenza e abbassare i prezzi in maniera generalizzata.

In un’ottica di medio e lungo periodo, inoltre, l’esistenza di un mercato internazionale ben interconnesso e armonizzato costituisce una risorsa importante in riferimento alla programmata ampia disponibilità futura di fonti di energia rinnovabile dalla natura intermittente. Tali fonti, primariamente fotovoltaico ed eolico, hanno come caratteristica quella di non poter essere attivate in maniera sistematica e flessibile, ma risultano disponibili solo quando lo è la “materia prima” di riferimento. La presenza del vento e il livello di irraggiamento determineranno la sostenibilità del sistema elettrico nel suo complesso, se non adeguatamente sostenute da strumenti di accumulo e altre fonti di flessibilità (che dovranno però essere poco o per nulla inquinanti). In un’ottica di diversificazione delle fonti, la possibilità di usufruire di impianti localizzati in altri Paesi potrà risultare l’unico modo per evitare sbilanciamenti (su questo tema si veda il Position Paper n. 233).

Il Regolamento europeo CACM include, oltre allo SDAC, anche l’avvio di un processo di integrazione dei Mercati Intraday, con la denominazione di SIDC (Single Intraday Coupling). I mercati Intraday (o mercati Infragiornalieri, in italiano) sono dei mercati che hanno inizio alla chiusura del MGP e terminano a ridosso dell’orario di effettiva consegna. In particolare, essi chiudono, in Italia, un’ora prima della consegna, per dare il tempo effettivo al TSO (Terna, gestore della rete di trasmissione) di gestire eventuali sbilanciamenti accorsi, attivando impianti a riserva. La motivazione dell’esistenza dei mercati Infragiornalieri risiede nella necessità per gli impianti e per gli acquirenti di rivedere le proprie posizioni risultanti dal MGP, modificandole e correggendole nel caso in cui il piano di produzione e/o di consumo fosse cambiato per la singola ora in questione. Un tema che sta diventando sempre più rilevante visto l’aumento della generazione da fonti rinnovabili; ciò, infatti, rende il sistema elettrico maggiormente dipendente da previsioni meteo generate almeno 24 ore prima delle immissioni di energia elettrica in rete e caratterizzate da inevitabile aleatorietà. Anche per questo motivo, si è reso necessario uno sviluppo ulteriore del funzionamento dei mercati infragiornalieri: interconnettere questa tipologia di mercati di più Paesi significa creare maggior liquidità sugli stessi e, di conseguenza, più possibilità di incontro tra domanda di aggiornamento dei profili di generazioni degli impianti rinnovabili alla luce di previsioni meteo più accurate (poiché più vicine al momento della consegna) e le offerte compatibili. Per questo motivo, Da settembre 2021, l’Italia è entrata a far parte del progetto SIDC, con la suddivisione del mercato Intraday nostrano in due parti (XBID e aste CRIDA), analizzate nel dettaglio nella versione completa del Position Paper.

2.      Il TIDE: le principali novità 

Dall’evoluzione del sistema elettrico nasce la necessità di provvedere ad una riscrittura (parziale) delle regole di dispacciamento e di una razionalizzazione dei suoi contenuti. Come abbiamo avuto modo di dire, il nuovo Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico – TIDE si configura come un elemento centrale nella costruzione di un sistema elettrico moderno e in grado di supportare gli obiettivi ambientali. Ma quali sono le novità di cui è portatore e che andranno a modificare l’impianto fino ad oggi in vigore?

BRP e BSP, nuovi soggetti per una nuova nomenclatura

Una novità sostanziale introdotta col TIDE è rappresentata dalla possibilità di gestire l’energia movimentata dagli impianti in forma aggregata e non più per singola unità. Con questo sistema vari impianti possono essere logicamente aggregati (portafogli) a discrezione dei soggetti abilitati alla loro movimentazione. Questo paradigma prende il nome di portfolio bidding, in contrapposizione al “vecchio” unit bidding, secondo il quale la compravendita di energia avveniva indicando, per l’appunto, le specifiche unità.

Il portfolio bidding verrà implementato sia per l’MGP che per le aste CRIDA; mentre è già attivo per le offerte su XBID. Il soggetto che sarà incaricato a richiedere la formazione di portafogli (i quali possono essere in ogni caso composti anche da solo una unità) è anch’esso identificato nel TIDE, e prende il nome di BRP o Balance Responsible Party. Si tratta del soggetto responsabile degli sbilanciamenti tra il “programma base” e l’effettivo livello di immissione (o prelievo) di energia in rete. A questo scopo, esso stipula con Terna un unico contratto di dispacciamento di immissione (o di prelievo) per tutte le unità di cui è responsabile. Si prevede che il BRP corrisponderà, spesso ma non sempre, al proprietario degli impianti, soprattutto nel caso di impianti rilevanti. In questo contesto, un produttore di energia proprietario di un certo numero di impianti della stessa tipologia localizzati in una zona di mercato, potrà assumere il ruolo di BRP e gestirli sui mercati dell’energia come portafoglio di impianti. È possibile affidare tale ruolo anche ad un soggetto terzo che, assumendosi le responsabilità del bilanciamento tra programma base ed effettiva realizzazione dello stesso, possa gestire, ai fini della commercializzazione dell’energia, impianti dalla tecnologia simile ma di proprietari diversi.

A fianco del BRP nasce anche una seconda figura, concettualmente molto simile, chiamata BSP o Balancing Service Provider. Anch’essa è operata a livello di aggregati di unità (sia di immissione che di prelievo), ma è responsabile della movimentazione in relazione ai servizi di ridispacciamento e bilanciamento. A chiusura dei mercati di compravendita di energia (MGP e MI), Terna può attivarsi per ricercare offerenti di flessibilità che permettano di coprire eventuali sbilanciamenti alla rete. Nella pratica, il gestore della rete può attivare impianti di produzione per richiedere una diminuzione o un aumento delle immissioni, oltre che ad altri servizi di natura tecnica utili ai fini della sicurezza della rete. Gli impianti (le “unità”) in grado di offrire tali servizi (“servizi ancillari globali”) vengono dichiarati “abilitati”. Esattamente come i BRP possono aggregare unità in portafogli ai fini della compravendita di energia, così anche i BSP possono aggregare unità ai fini dell’offerta di servizi ancillari. In questo senso, il BSP è responsabile delle mancate movimentazioni attese in riferimento agli stessi servizi ancillari.

Non essendo necessario che gli aggregati in capo ai BRP e quelli in capo ai BSP coincidano (né che ogni soggetto svolga il duplice ruolo di BRP e BSP), possono verificarsi casi in cui uno stesso impianto è gestito sotto il punto di vista della compravendita di energia da un BRP e sotto il punto di vista dei servizi da un soggetto diverso facente ruolo di BSP.  Per questi casi, l’Autorità ha studiato e presentato nel TIDE una metodologia convenzionale per assegnare le responsabilità di eventuali squilibri tra le movimentazioni dichiarate e quelle effettive in tempo reale tra BRP e BSP. 

La generazione distribuita: una nuova funzione per i DSO

Da un modello basato su grandi impianti termoelettrici direttamente collegati alla rete di trasmissione (gestita da Terna) ci si avvierà ad uno composto da molti più impianti, di dimensioni minori, collegati alle reti di distribuzione (gestite da molteplici DSO, ognuno per la propria porzione di rete). Questa configurazione prende il nome di “generazione distribuita” e la sua implementazione ha un forte impatto sul ruolo delle reti di distribuzione in media e bassa tensione. Non solo molti impianti fotovoltaici ed eolici saranno direttamente collegati alle reti di distribuzione, ma prenderanno piede modelli di generazione capaci di dialogare con la rete in entrambe le direzioni di flusso.

Inoltre, dal momento in cui anche gli utenti connessi alla rete a bassa e media tensione potranno offrire quelli che sono a tutti gli effetti servizi ancillari di ridispacciamento per la gestione di congestioni della rete, essi diventano parte attiva in un mercato in cui il TSO non può intervenire direttamente, ma necessiterà del consenso dei gestori della rete di distribuzione. Le modalità con cui si potranno configurare i servizi di demand response saranno molte: dallo sfruttamento della capacità delle batterie delle auto elettriche attraverso uno scambio bidirezionale con la rete (tecnologia V2G, Vehicle to Grid) alla probabile nascita di soggetti terzi aggregatori di flessibilità di vari utenti al fine di raggiungere una massa critica efficace ai fini della risoluzione di congestioni di rete (independent aggregator, i quali, alla fine, altro non sono che BSP per le unità di prelievo); se non, in maniera più diretta, aste per la riduzione dei consumi dirette ai clienti industriali, le quali potranno essere attivate a livello nazionale per la riduzione programmata della domanda di energia nelle ore di picco di prezzo (operazione di peak-shaving).

Questi servizi alla rete, nelle forme appena descritte e in molte altre, vedranno la partecipazione dei DSO, sia in forma indiretta che diretta. La modifica delle attività svolte da DSO modificherà anche la struttura di remunerazione degli stessi. Attualmente i DSO sono remunerati secondo tariffe regolate: semplificando, un livello maggiore di investimenti corrisponde ad una remunerazione maggiore per il DSO, ai fini di incentivare il DSO ad investire nella propria rete di distribuzione i proventi derivanti dalle bollette dell’energia elettrica. Nel nuovo mondo della generazione distribuita, il DSO dovrà essere incentivato anche a mantenere la propria rete bilanciata e a gestire le comunicazioni col TSO in maniera puntuale ed efficiente. A tale scopo, si prevede une revisione della regolamentazione delle reti di distribuzione, con l’introduzione di componenti simili a quella che è il corrispettivo uplift per il TSO, o sotto altre forme.

Le nuove piattaforme europee per il bilanciamento

Non solo novità nei mercati dell’energia day-ahead e intraday nell’articolato del TIDE, ma anche un’ufficializzazione del nuovo metodo attraverso cui si realizzerà il mercato del dispacciamento: tre piattaforme pan-europee per l’approvvigionamento congiunto di riserve di varia tipologia, secondo la indicazioni del Regolamento europeo Balancing EB GL (per una trattazione più approfondita si rimanda alla long version del Position Paper).

Sulle tre piattaforme comuni PICASSO, MARI e TERRE sarà possibile per i TSO (e in parte già lo è) acquistare servizi di riserva anche dai Paesi esteri, se è disponibile abbastanza capacità di trasmissione, secondo una logica di prezzo marginale. Non solo, quindi, sarà possibile una condivisione delle riserve ai fini della sicurezza generale del sistema, ma anche un ipotetico risparmio dovuto all’aumento della liquidità disponibile e dell’efficienza allocativa delle risorse scarse.

Al momento l’Italia tramite Terna partecipa solo a TERRE insieme ai TSO di altri sei nazioni europee, comprese Francia e Spagna. Al contrario, per quanto riguarda le piattaforme dedicate agli impianti a più veloce attivazione, PICASSO e MARI, è prevista la partecipazione di quasi tutti i Paesi europei.  

Sulle piattaforme è possibile scambiare prodotti standardizzati a granularità quartoraria (15 minuti). Si tratta sicuramente di un ulteriore passo verso una potenziale riduzione delle riserve, in concordanza con una direzione intrapresa secondo la quale alcune tra le fonti funzionalmente più adatte ad offrire servizi di bilanciamento (impianti a gas) saranno sostituite da fonti dalla produzione volatile, meno adatte ad offrire tali servizi. 

Dal PUN orario al “prezzo quartorario”

In ultimo, una novità concettualmente semplice (ma tecnicamente complessa) introdotta dal TIDE riguarda il passaggio da una market time unit (MTU) di 1 ora ad una di 15 minuti. Per market time unit si intende l’unità di tempo minima rilevante ai fini dei mercati dell’energia elettrica, che siano essi day-ahead o infragiornalieri. Il passaggio ad una MTU a maggior granularità temporale – per l’appunto ogni 15 minuti – significa a livello operativo il passaggio a 96 aste quartorarie per l’MGP al giorno, un aumento proporzionale delle sessioni del mercato intraday e, per quanto riguarda il mercato del ridispacciamento, l’acquisto di prodotti al di più quartorari. In definitiva, dal 1° gennaio 2025 tutto il mercato elettrico dovrà adeguarsi ad una nuova suddivisione oraria, con i prezzi zonali e prezzo per i consumatori (PUN) che diverranno quartorari. Le motivazioni di tale scelta sono, ancora una volta, da ricercare principalmente nell’aumento previsto della generazione da fonti rinnovabili non programmabili: prodotti dalla durata più breve garantiscono maggior precisione e la possibilità di specificare il profilo di generazione di un impianto rinnovabile di 15 minuti in 15 minuti, seguendo più fedelmente le previsioni meteo, con risvolti positivi sul fronte dei costi generali di bilanciamento. Ma non solo: una maggiore granularità temporale permette di distribuire segnali di prezzo più precisi in ottica di investimenti di nuova capacità, che siano impianti di generazione da fonti di energia flessibili o sistemi di accumulo di vario tipo. Allo stesso tempo offre, per gli impianti che ne hanno la possibilità operativa, la facoltà di gestire al meglio la programmazione della produzione, in modo da poter offrire una flessibilità maggiore in caso di necessità, per una migliore integrazione tra questi ultimi e le risorse intermittenti.

3.      Una nuova revisione delle zone?

La complessità del mercato dell’elettricità si nasconde, soprattutto, nella duplice natura dei suoi vincoli: economici, come quelli di qualunque altro mercato commodity, e fisici, poiché l’elettricità al momento non può essere immagazzinata in grandi quantità secondo una procedura cost-effective e il suo trasporto dal luogo dove viene prodotta al luogo dove dev’essere consumata è limitato dalle infrastrutture di rete, le quali hanno una capacità istantanea di trasporto limitata. Dal punto di vista teorico, la disponibilità (o indisponibilità) di capacità di trasporto in un determinato momento crea una discrepanza tra domanda e offerta di energia elettrica, incapaci di incontrarsi minimizzando i costi totali di sistema. In Europa si è deciso di approcciare questa problematica suddividendo il territorio in zone di mercato (bidding zones). Secondo questo modello, gli scambi commerciali di energia elettrica interni ad una zona sono considerati totalmente liberi da vincoli di trasmissione. Gli scambi di energia tra zone, invece, sono limitati dalla capacità di interconnessione tra una zona e l’altra (e spesso anche dalla capacità di interconnessione con zone terze limitrofe). La suddivisione del territorio in zone, alla luce delle tipologie di informazioni che la suddivisione deve comunicare, viene fatta tenendo in considerazioni i vincoli della rete. Una zona di mercato è, dunque, un’area entro la quale non si verificano in maniera sistematica congestioni di rete (non presenta al suo interno, si dice anche, “colli di bottiglia”). Ad oggi, la maggior parte dei perimetri delle zone di mercato europee corrispondono ai confini nazionali. Nel corso degli anni, poi, solo pochi Paesi hanno effettivamente scelto di suddividersi in più zone interne. Tra questi, l’Italia conta al momento sette zone di mercato: nord, centro-nord, centro-sud, sud, Calabria, Sicilia, Sardegna. L’ultima revisione delle zone italiane ha portato, dal 1° gennaio 2021, ad una nuova mappatura: l’Umbria, prima parte della zona del centro-nord, è stata accorpata alla zona centro-sud; inoltre, novità ancora più importante, è stata creata una nuova zona, quella della Calabria, la cui formazione ha come motivazione principale proprio quella di preparare la rete alla grande quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili di futura installazione in quella zona. L’Italia è stata il primo paese a sfruttare il processo di aggiornamento delle zone di mercato descritto dal Regolamento CACM nel 2015. L’interezza di tale processo è inserito anch’esso nel nuovo TIDE, proprio con la visione di ulteriori aggiornamenti nel lungo periodo.

 

Complessivamente il TIDE presenta elevati livelli di innovazione, sia nei contenuti che nella modalità di rappresentazione degli stessi. Se sul secondo non ci si può che auspicare il proseguimento da parte di Arera della metodologia, sui primi sarà necessario un monitoraggio costante, per verificare, alla prova dei fatti (e dei mercati), che le moltissime novità implementate siano in grado di rispondere alle numerose esigenze che la transizione energetica porta con sé.


Per approfondire

Il TIDE e l'integrazione europea del mercato elettrico: una strada promettente

Position Paper n.240, Laboratorio REF Ricerche - maggio 2023

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