6.1 PRIMA FASE: INTEGRAZIONE PROMED-OPTFOLIO
6.1.3 Integrazione PROMED-OPTFOLIO
6.1.3.3 Configurazione dello scenario di mercato di riferimento
tecnici dell’impianto); quindi, nelle ore di bassa domanda, risulta difficile ai produttori ottenere prezzi superiori al costo marginale.
La logica della strategia di bidding ipotizzata si basa sulle precedenti considerazioni e consiste nel costruire le curve di offerta delle unità termoelettriche aggiungendo opportuni bid-up ai costi marginali nelle ore di alto carico, in modo da ottenere un profilo di prezzo che durante le ore di picco sia modulato come la domanda.
Si assume dunque che esista la seguente relazione fra il profilo del carico ed il profilo del prezzo (costituito da costo marginale e bid-up):
• il costo marginale dipende dal carico coperto dalla produzione termoelettrica;
• il profilo di bid-up dipende dal carico coperto dalla produzione idroelettrica non fluente (ovvero quella modulabile) che è allocata come “peak shaving” (questo tipo di allocazione è la più efficiente perché finalizzata a sostituire la generazione termica più costosa ed a ricevere i prezzi più alti). La costruzione dei bid-up orari si basa su:
• un valore medio di bid-up che rappresenta la tattica di offerta a medio termine di ciascun produttore in ciascuna zona;
• un profilo di bid-up ottenuto dal profilo della produzione idroelettrica non fluente calcolata in una simulazione di riferimento a minimi costi.
Scalando il profilo di bid-up sul valore medio ipotizzato si ottiene un insieme di valori orari di bid-up da aggiungere ai costi marginali dei gruppi termici per ricavare le relative offerte orarie da sottoporre al mercato.
La tattica di offerta che il modello di simulazione implementa rappresenta l’obiettivo economico di medio-lungo termine perseguito sull’orizzonte annuale dalle società che competono sul mercato: di conseguenza, la relativa probabilità di occorrenza dovrà essere rappresentata da una funzione con valore più elevato al centro, per esempio triangolare o normale.
Per semplicità si è scelto di rappresentare la probabilità della tattica ipotizzata attraverso una distribuzione normale; la relativa σ è stata assunta pari al 10%.
6.1.3.3 Configurazione dello scenario di mercato di riferimento
Lo scenario di riferimento oggetto del presente studio fa riferimento alla situazione italiana prevista per l’anno 2005.
Esso è stato modellato sulla base delle informazioni pubblicate da fonti ufficiali e, in mancanza di queste, stimato sulla base delle migliori ipotesi assumibili.
Le simulazioni di mercato sono state effettuate ipotizzando che tutta la produzione e tutta la domanda siano contrattate in Borsa15. In particolare, si assume che anche l'energia importata dall'estero e quella prodotta da impianti CIP 6 siano offerte in Borsa rispettivamente dai produttori esteri e dal GRTN. La programmazione delle unità CIP 6 è quella stabilita dalle singole convenzioni con i proprietari degli impianti CIP 6 stessi; trattandosi di produzione da fonti rinnovabili o assimilate tali impianti avranno la priorità di dispacciamento anche nel contesto dell'offerta in Borsa. Il GRTN offrirà dunque le quantità programmate di energia CIP 6 a prezzo zero. L'energia prodotta sarà remunerata ad un prezzo pari al prezzo della zona in cui è collocata ciascuna unità di produzione.
Le offerte delle produzioni estere saranno effettuate a prezzi più bassi di quelli delle produzioni nazionali non CIP 6 e saranno quindi sempre “passanti”.
Restano escluse dalla contrattazione in Borsa le produzioni destinate agli autoconsumi (o autoproduzioni).
6.1.3.3.1 Parco di generazione
I dati relativi agli impianti di produzione costituenti il parco di generazione idro-termico italiano per l’anno 2005 (taglia, rendimento, mix di combustibili, topologia d'asta idrica, ecc.) provengono da elaborazioni effettuate sui dati attualmente disponibili dalle fonti ufficiali; in particolare, sono stati utilizzati i dati resi disponibili dal GRTN, dall’AEEG e dai produttori di energia elettrica e, in mancanza di questi, ci si è basati su ipotesi ritenute ragionevoli.
6.1.3.3.1.1 Parco termoelettrico
Il parco di generazione termoelettrico modellato nello scenario di simulazione del mercato è costituito dalle unità di produzione di taglia superiore ai 15 MW, non classificate come CIP 6 o dedicate all’autoproduzione.
I dati relativi alle curve di consumo per una determinata tipologia di impianto termico sono stati ricavati dalla letteratura tecnica relativa.
La potenza efficiente netta16 del parco di generazione termoelettrico italiano stimata disponibile per l’anno 2005 ammonta a 48396 MW; nelle figure seguenti (Figura 20, Figura 21, Figura 22) sono
15 A rigore, occorrerebbe simulare anche la stipula di contratti bilaterali, ipotizzandone quantità e prezzo per ciascun produttore. Poiché però i prezzi dei contratti bilaterali tendono necessariamente ad allinearsi a quelli di Borsa, visto l’orizzonte di medio termine preso a riferimento, l’ipotesi di vendita in Borsa di tutta la produzione non dovrebbe comportare significative variazioni nei risultati dello studio.
16 Per potenza efficiente netta si intende la massima potenza elettrica realizzabile che può essere prodotta con continuità, durante un dato intervallo di tempo sufficientemente lungo di funzionamento, supponendo che tutte le parti dell'impianto siano in funzione, misurata in corrispondenza della immissione in rete, depurata cioè della
riportate le aggregazioni della potenza efficiente netta disponibile complessiva per tipo di tecnologia impiantistica, per combustibile utilizzato, per società e per zona geografica.
La cifra di merito per il calcolo dell’ordine di merito delle unità termiche eseguito dal simulatore durante la preliminare fase di unit commitment è data dal costo specifico a potenza massima di ciascuna unità termica.
Ripartizione percentuale della potenza efficiente netta da fonte termoelettrica per tipologia impiantistica
(scenario 2005) 14% 25% 42% 15% 4% carbone, olio-carbone
turbina a vapore ad olio, olio-metano, metano ciclo combinato
repowering turbogas
Figura 20: Ripartizione percentuale per tecnologia impiantistica della potenza efficiente netta da fonte termoelettrica, stimata disponibile per l’anno 2005
potenza assorbita per il funzionamento dell'impianto e della potenza perduta nei trasformatori necessari per elevare la tensione al valore di rete.
Ripartizione percentuale della potenza efficiente netta da fonte termoelettrica per tipologia di combustibile utilizzato
(scenario 2005)
13% 2%
62%
23%
carbone gasolio metano olio
Figura 21: Ripartizione percentuale per tipologia di combustibile utilizzato della potenza efficiente netta da fonte termoelettrica, stimata disponibile per l’anno 2005
Ripartizione percentuale della potenza efficiente netta da fonte termoelettrica per società
(scenario 2005) 6.3% 0.8% 10.7% 50.5% 6.7% 14.7% 0.3% 0.4% 2.1% 0.1% 4.8% 1.2% 0.3% 1.2% 0.1%
ACEA ACEGAS AEM Milano AEM Torino AES
ASM Brescia ATEL ACTV EDIPOWER EDISON ELECTRAB ENDESA ENEL Produzione ENIPOWER SARPOM TIRRENO POWER
Figura 22: Ripartizione percentuale per società della potenza efficiente netta da fonte termoelettrica, stimata disponibile per l’anno 2005
Per ciascuna tipologia di impianto termoelettrico sono state configurate nello scenario di base le indisponibilità accidentali e programmate riportate in Tabella 11.
Tecnologia: Indisponibilità complessiva [%ore annue] Indisponibilità accidentale [%ore annue] Coefficiente di disponibilità media Indisponibilità programmata [%ore annue] Settimane equivalenti di indisponibilità programmata TRADIZIONALE A VAPORE (olio, olio/metano, metano) 19 8 0.92 11 6 CARBONE (carbone, olio/carbone) 30 10 0.9 20 10 CICLO COMBINATO 15 5 0.95 10 5 REPOWERING 20 10 0.9 10 5 TURBOGAS 15 5 0.95 10 5
Tabella 11: Indisponibilità considerate per ciascuna tipologia di impianto termoelettrico
L'indisponibilità programmata per la manutenzione degli impianti termoelettrici è stata esplicitata attraverso un periodo di settimane equivalenti consecutive in cui ciascuna unità è stata configurata fuori servizio.
Il periodo in cui sono state posizionate le settimane di manutenzione degli impianti copre tutti i mesi dell’anno (minimizzando le programmazioni dell’indisponibilità nei periodi estivi in cui compaiono ore di fascia 1, laddove i prezzi attesi sono più alti; non sarebbe quindi conveniente, dal punto di vista dei produttori, mettere fuori servizio le unità di produzione in tali periodi). I fuori servizio delle varie unità di produzione sono stati posizionati nelle varie settimane in modo da garantire su tutto il periodo di medio termine un adeguato margine di riserva disponibile alla piena copertura del carico.
L'indisponibilità accidentale è invece configurata attraverso un coefficiente di disponibilità medio per ciascuna unità di produzione, che permette di spalmare in modo uniforme su tutte le ore annue l'indisponibilità valutata per il certo impianto.
Al netto dell'indisponibilità accidentale, la potenza efficiente netta disponibile dell'intero parco termoelettrico per lo scenario di riferimento configurato risulta pari a 44995 MW, cioè pari a circa il 93% della potenza efficiente netta.
6.1.3.3.1.2 Parco idroelettrico
La producibilità idroelettrica configurata è stimata sulla base di proiezioni al 2005 dei dati storici di producibilità media annua; il suo ammontare complessivo è di 41159 GWh annui, ripartiti in ogni zona geografica come indicato in Figura 23. Il profilo della producibilità idroelettrica da apporti naturali assunto per l’anno 2005 e relativo al sistema idroelettrico nazionale è riportato in Figura 24.
Ripartizione zonale della producibilità idrica stimata per l'anno 2005
3% 3% 12% 78% 0% 1% 1% 2% 0%
Calabria Centro Nord Centro Sud Nord Priolo Sardegna Sicilia Sud Turbigo
Figura 23: Ripartizione per zona geografica della producibilità idroelettrica da apporti naturali (Scenario 2005)
Profilo della producibilità idrica da apporti
naturali assunto per l'anno 2005
200 400 600 800 1000 1200 1400 1 11 21 31 41 51
numero della settimana
GW h /s e tt im a n a
Figura 24: Profilo della producibilità idroelettrica da apporti naturali assunto per lo scenario 2005
6.1.3.3.2 Modello di rete
Il sistema elettrico è modellato attraverso 13 zone geografiche interconnesse radialmente attraverso linee equivalenti sulle quali vigono i vincoli di transito dati dalla capacità massima di trasporto delle linee. Lo schema di riferimento ( rappresentato in Figura 25, Figura 26, Figura 27, Figura 28) è stato ricavato da quello indicato dal GRTN nel documento tecnico intitolato “Valori dei limiti di transito fra le zone di
mercato per l’anno 2005” pubblicato dal GRTN stesso il 12 Settembre 2004. Il sistema configurato è
costituito da 7 zone geografiche e 5 zone virtuali, interconnesse radialmente; i valori dei vincoli di transito interzonali (limiti di transito massimo di potenza attiva, nel rispetto della direzione dei vincoli) sono differenziati per la stagione estiva ed invernale e per il giorno e la notte.
Figura 25: Configurazione invernale diurna dei vincoli di scambio interzonale
Figura 27: Configurazione estiva diurna dei vincoli di scambio interzonale
6.1.3.3.3 Domanda, Importazioni, Produzioni CIP 6
Per la configurazione del fabbisogno orario zonale per l’anno 2005, si è proceduto seguendo una metodologia di costruzione del carico a medio termine basata sull’elaborazione dei dati disponibili per un anno di riferimento attraverso le previsioni relative all’incremento della domanda disponibili per l’anno futuro.
L'anno di riferimento scelto per la costruzione del fabbisogno 2005 è il 2004; per costruire il profilo di carico per l’anno 2004 sono stati utilizzati:
1) Il carico a consuntivo per il periodo dal 01/01/04 al 25/08/04, costituito:
o dai dati orari del fabbisogno zonale misurato dal GRTN, corrispondente all’89 % della domanda nazionale complessiva;
o dai dati orari (disponibili a livello nazionale) e dalla ripartizione zonale (sulla base di una stima delle producibilità dei singoli impianti) della produzione di impianti CIP 6; o dal calcolo delle quote annue delle produzioni (CIP 6 e non CIP 6) immesse su rete non
di proprietà di Terna (con un’ipotesi sui relativi profili orari), necessarie alla costruzione del 100 % della domanda partendo dal consuntivo pubblicato dal GRTN.
2) Il carico a preventivo per il periodo dal 26/08/04 al 31/12/04, derivante dalla previsione al 2004 effettuata sulla base del consuntivo 2003, a sua volta costituito:
o dai dati previsionali orari del fabbisogno zonale, corrispondente all’89 % della domanda nazionale complessiva;
o dai dati e dalla ripartizione zonale (sulla base di una stima delle producibilità dei singoli impianti) della produzione di impianti CIP 6;
o dal calcolo delle quote annue delle produzioni (CIP 6 e non CIP 6) immesse su rete non di proprietà di Terna (con un’ipotesi sui relativi profili orari), necessarie alla costruzione del 100 % della domanda.
Relativamente alla produzione degli impianti CIP 6, si osserva che la quota di produzione ottenuta sommando i dati orari giornalieri a consuntivo pubblicati dal GRTN risulta superiore alla quota indicata dal GRTN stesso nelle Relazioni Mensili 2004; in particolare, l’errore diviene notevole per i mesi di Maggio, Giugno e Luglio. È plausibile che la produzione CIP 6 non vari significativamente dal 2004 al 2005, quindi risultano più verosimili i valori delle quote indicati nelle Relazioni Mensili, piuttosto che di quelle derivanti dai dati a consuntivo orari giornalieri.
• Per il periodo compreso fra il 01/01/04 ed il 31/07/04 è stato considerato il profilo della produzione CIP 6 a consuntivo; la ripartizione zonale17 di tale profilo è stata calcolata sulla base della stima della producibilità degli impianti CIP 6 siti nelle varie zone. Tale profilo è stato scalato mensilmente sulla base delle quote di produzione CIP 6 indicate nelle relazioni mensili del GRTN.
• Per il periodo compreso fra il 01/08/04 ed il 31/12/04 è stato considerato il profilo della produzione CIP 6 a preventivo, calcolato per il 2004 sulla base dei dati di riferimento relativi all’anno 2003; la ripartizione zonale di tale profilo è stata calcolata sulla base della stima della producibilità degli impianti CIP 6 siti nelle varie zone.
Escludendo il 29/02/04 dai profili 2004 relativi al fabbisogno totale, agli autoconsumi e alla produzione CIP 6, sono stati ottenuti i profili di riferimento 2004 per la costruzione del fabbisogno 2005.
I profili di riferimento delle varie quote di produzione 2004 sono stati portati al calendario 2005 e successivamente scalati sulla base dei valori stimati per il 2005 (riportati in Tabella 12).
Le quote della produzione CIP 6 e degli autoconsumi sono state supposte praticamente costanti dal 2004 al 2005.
La configurazione delle importazioni orarie dall’estero si è basata sui valori ipotizzati di NTC (Net
Transfer Capacity) delle interconnessioni con l'estero assunta per l'anno 2005:
• Import dal Nord: 7700 MW tutto l’anno (considerata in servizio la linea San Fiorano-Robbia a cui è attribuita una capacità media di 1300MW che si vanno ad aggiungere agli attuali 6400MW), eccetto per i mesi di Giugno e Luglio per i quali è stata considerata una NTC di 6700 MW, e per il mese di Agosto per cui è stata considerata una NTC di 4620 MW.
• Import dalla Grecia: 300 MW tutto l’anno, tranne per i mesi di Giugno, Luglio, Agosto in cui è stato assunto nullo.
Inoltre, è stata considerata la produzione equivalente di fonte geotermica non CIP 6 pari a 590 MW, con profilo piatto.
In ogni zona di mercato è stato inoltre fissato un margine di riserva pari al 7 % del relativo carico zonale da garantire (attraverso potenza disponibile in giri) per motivi di sicurezza del sistema.
Fabbisogno nazionale [TWh] Auto-consumi [TWh] Fabbisogno nazionale al netto degli auto-consumi [TWh] Produzione CIP 6 [TWh] Importazioni dall’estero [TWh] Produzione geotermica non CIP 6 [TWh] TURBIGO 0 0 0 0 0 0 MONFALCONE 0 0 0 0 0 0 NORD 179.753 8.767 170.986 16.168 62.232 0 CENTRO NORD 36.478 1.627 34.851 12.103 0 5.168 PIOMBINO 0 0 0 0 0 0 CENTRO SUD 32.173 1.204 30.969 5.112 0 0 SUD 42.282 4.379 37.903 4.821 0 0 ROSSANO 0 0 0 0 0 0 CALABRIA 3.314 0 3.314 0.149 0 0 BRINDISI 0 0 0 4.418 1.965 0 SICILIA 21.813 2.975 18.838 6.076 0 0 PRIOLO 0 0 0 0 0 0 SARDEGNA 12.977 1.045 11.932 4.948 0 0 Quota Nazionale 328.797 20 308.797 53.8 64.198 5.168
Tabella 12: Ipotesi del livello della domanda nazionale e delle diverse quote di produzione (CIP 6, import dall’estero, autoconsumi) per l’anno 2005
6.1.3.3.4 Prezzi dei combustibili
I prezzi di riferimento dei combustibili sono riportati nella Tabella 13; i valori fanno riferimento a quelli utilizzati dall’AEEG per l’aggiornamento del parametro Ct pubblicato nella Delibera 171/04 (valori medi delle quotazioni sui principali mercati internazionali nel periodo Marzo-Agosto 2004).
Combustibile Prezzo [€/Gcal] CARBONE 9.52
OLIO 18.01 METANO 23.12
Tabella 13: Prezzi dei combustibili per il calcolo del Ct pubblicato nella Delibera dell’AEEG n. 171/04
Partendo dai prezzi dei combustibili utilizzati dall’AEEG per l’aggiornamento del valore del parametro Ct per il trimestre Ottobre-Dicembre 2004, pubblicati nella delibera n. 171/04, si è ipotizzato per l’anno 2005 un aumento del valore del Ct fino a 44.3 €/MWh, corrispondente ad un incremento ipotizzato del prezzo del carbone del 9%, del prezzo dell’olio del 10% e del prezzo del metano del 12%. I prezzi dei combustibili utilizzati per le simulazioni risultano dunque i seguenti:
Combustibile Prezzo [€/Gcal] CARBONE 10.38
OLIO 19.81 METANO 25.89
Tabella 14: Prezzi dei combustibili utilizzati nelle simulazioni
6.1.3.3.5 Strategie di offerta dei competitors
Come accennato al paragrafo 6.1.3.2.4, la tattica di offerta che PROMED consente di modellare mira a rappresentare l’obiettivo economico di medio termine perseguito sull’orizzonte annuale dalle società che competono sul mercato: i valori dei bid-up medi annui (differenziati per ciascuna zona e per fascia oraria) sono dunque tarati sulla base degli obiettivi economici delle società di produzione.
Per simulare la situazione italiana si è assunto che:
• Il produttore dominante (in termini di quota di mercato detenuta) agisca come price maker fissando il prezzo (e di conseguenza la propria quota) per mezzo di offerte formulate sulla base dei propri target economici.
• Gli altri produttori si comportino come price followers ricevendo il prezzo fissato dal price
maker e offrendo a prezzi inferiori rispetto al price maker stesso.
La strategia di bid-up considera ENEL Produzione come price maker e gli altri competitors come price
followers. La tattica di bid-up è modellata attraverso valori medi di bid-up differenziati per zona, per
fascia oraria e per ciascuna società; tali valori medi sono profilati sulla base del diagramma orario della produzione idroelettrica ottenuto in una simulazione dello stesso scenario effettuata con offerte al costo marginale (ovvero a minimi costi), al fine di ottenere i valori orari dei bid-up da sovrapporre ai costi marginali delle unità termiche ed ottenere le relative offerte di vendita.
I bid-up medi di price maker e price followers sono stati tarati nello scenario di riferimento (differenziati per ciascuna zona geografica e per fascia oraria) sulla base di due “obiettivi”:
1) in modo che la performance economica del produttore dominante (ENEL Produzione) nell’anno di simulazione 2005 sia simile a quella rilevata nell’anno 2001 (ricavata dal “Bilancio Economico - 2001” di ENEL Produzione). In particolare la tattica di offerta modellata consente
di ottenere nello scenario simulato un livello di margine specifico (espresso in €/MWh, definito come rapporto fra il margine annuo assoluto – differenza fra ricavi e costi di combustibile – e quota di mercato annua) per l’operatore dominante in linea con quello registrato negli ultimi anni (deducibile dalle “Relazioni di esercizio” annuali relative al 2000 ed al 2001, in quanto dal 2002 ENEL pubblica un “Bilancio Consolidato” di gruppo).
2) per ottenere i valori medi del PUN per fascia oraria simili a quelli indicati da ref. – osservatorio
energia nella presentazione del 20 Ottobre 2004 presso il convegno UBM. I valori indicati da ref. per l’anno 2005 sono i seguenti:
• Media annua prezzo IPEX = 63.6 €/MWh • F1 = 119.5 €/MWh
• F2 = 69.2 €/MWh • F3 = 66.9 €/MWh • F4 = 52.8 €/MWh • Ct = 44.3 €/MWh
Si è scelto di considerare come obiettivo di prezzo in fascia 4 il valore del Ct (44.3 €/MWh) e non il valore indicato da ref. (in quanto troppo elevato), e come obiettivo di prezzo in fascia 2 un valore leggermente maggiore rispetto a quello segnalato (circa 72 €/MWh).
Il valore medio annuo del PUN ottenuto (anticipando un risultato della simulazione dello scenario 2005 di riferimento) risulta pari a 60.2 €/MWh.
Si osserva che i due obiettivi secondo cui sono stati tarati i bid-up medi caratteristici della strategia di offerta dei competitor sono convergenti in quanto il soddisfacimento dell’uno implica il soddisfacimento anche dell’altro.
6.1.3.3.6 Fasce orarie
Le fasce orarie utilizzate per l’anno 2005 fanno riferimento a quelle definite per l’anno 2004 nella delibera dell’AEEG n. 05/04; ad esse è stato applicato un adeguamento di calendario dall’anno 2004 all’anno 2005.
Rispetto alla proposta per l’aggiornamento delle fasce orarie al 2005 contenuta nella delibera dell’AEEG n. 195/04, la configurazione assunta si differenzia lievemente per il numero di ore annue appartenenti a ciascuna fascia oraria, come riportato in Figura 2918.
18 La definizione delle fasce orarie per l’anno 2005 è stata pubblicata dall’AEEG nella delibera n. 235/04; questo documento è posteriore al periodo in cui si sono svolte le simulazioni ai fini dei risultati riportati nel presente rapporto, per cui non è stato possibile tenerne conto. Tuttavia è possibile riscontrare che le differenze fra le
F1 F2 F3 F4 F1 F2 F3 F4 Gennaio 0 192 32 520 744 Gennaio 0 192 32 520 744 Febbraio 0 240 40 392 672 Febbraio 0 240 40 392 672 Marzo 0 160 161 423 744 Marzo 0 147 161 436 744 Aprile 0 80 220 420 720 Aprile 0 60 220 440 720 Maggio 0 154 176 414 744 Maggio 0 176 132 436 744 Giugno 133 159 27 401 720 Giugno 147 168 21 384 720 Luglio 147 168 21 408 744 Luglio 147 168 21 408 744 Agosto 40 107 51 546 744 Agosto 40 112 46 546 744 Settembre 60 208 64 388 720 Settembre 60 178 94 388 720 Ottobre 0 200 80 464 744 Ottobre 0 147 147 450 744 Novembre 16 194 84 426 720 Novembre 16 155 123 426 720 Dicembre 50 100 60 534 744 Dicembre 48 102 60 534 744 446 1962 1016 5336 8760 458 1845 1097 5360 8760
= Valore maggiore del corrispondente valore dell'Autorità = Valore minore del corrispondente valore dell'Autorità
Fasce secondo modello CESI Fasce secondo proposta Autorità
Figura 29: Confronto sul numero di ore annue appartenenti a ciascuna fascia oraria effettuato fra il modello assunto da CESI ed il modello proposto dall’AEEG per l’anno 2005
6.1.3.4 Configurazione di scenari di mercato secondari derivati dallo scenario di riferimento tenendo conto della probabilità di ciascun driver
Gli scenari secondari sono generati a partire dallo scenario di riferimento configurato per l’anno prescelto (come descritto al paragrafo 6.1.3.3) variando opportunamente in ogni scenario secondario i valori dei driver (individuati come dettagliato al paragrafo 6.1.3.1) rispetto allo scenario di riferimento (in cui tutti i driver, per costruzione, sono settati al corrispondente valore atteso Vm): ogni scenario secondario è caratterizzato da una combinazione di valori selezionati per ciascun driver nel range di variazione corrispondente (compreso fra Vm-3σ e Vm+3σ); per semplicità, e soprattutto per ridurre il numero delle combinazioni differenti di valori dei driver, si è deciso che i valori assumibili da ciascun
driver fossero i corrispondenti Vm, Vm+3σ, Vm-3σ (posizionandosi rispettivamente al centro ed agli estremi del range di variazione, stimato per ciascun driver come descritto al paragrafo 6.1.3.2); in tal modo, essendo 5 i driver e 3 i valori assumibili da ciascun driver, il numero di combinazioni differenti dei driver e quindi di scenari risulta 35 = 243 (compreso lo scenario di riferimento).
tipologie orarie configurate nelle simulazioni e quelle definite dall’AEEG per l’anno 2005 sono pressoché trascurabili.
6.1.3.5 Simulazione dello scenario di mercato di riferimento e degli scenari secondari attraverso