PROMED

6 STRATEGIE DI COPERTURA DAL RISCHIO DI PREZZO NELL’AMBITO

DEL MERCATO ELETTRICO ITALIANO

Lo studio riportato nel presente capitolo è finalizzato ad offrire un risvolto concreto all’insieme delle complesse problematiche connesse ai metodi di valutazione del rischio di prezzo nell’ambito del mercato elettrico e di copertura dello stesso attraverso l’utilizzo degli strumenti derivati; esso si svolge essenzialmente in due fasi fondamentali:

1. Prima fase: realizzazione di uno strumento di supporto completo per la gestione del portafoglio fisico e finanziario di un’azienda operante sul mercato dell’energia elettrica, attraverso l'integrazione:

a. di uno strumento di previsione deterministica del prezzo spot dell’energia atteso nello scenario di mercato futuro;

b. di uno strumento di supporto alla gestione del rischio di mercato che risulta strettamente connesso all'incertezza dello scenario futuro previsto.

Entrambi gli strumenti a cui si fa riferimento sono già disponibili come sistemi indipendenti: l’innovazione introdotta in questa fase dello studio consiste in un loro uso strettamente integrato. 2. Seconda fase: diretto utilizzo del modello di gestione del rischio integrato per un'analisi delle

alternative decisionali per la piena copertura dal rischio di prezzo, offerte dalla scelta di un determinato portafoglio fisico e finanziario, da parte di un ipotetico operatore, nell'ambito dello scenario di mercato atteso in futuro.

6.1 PRIMA FASE: INTEGRAZIONE PROMED-OPTFOLIO

6.1.1 PROMED

Lo studio in oggetto è basato su una serie di simulazioni dello scenario di mercato elettrico italiano stimato per l’anno 2005, condotte attraverso PROMED, uno strumento di simulazione del mercato elettrico del giorno prima su un orizzonte temporale di medio termine (annuale), sviluppato da CESI. PROMED ha come obiettivi:

a) la stima dei prezzi orari di Borsa dell’energia relativamente ad un periodo annuale (periodo di medio termine di riferimento);

b) la valutazione dei profitti, dei ricavi e delle quote di mercato ottenute nel periodo di riferimento dalle società di produzione che competono sul mercato stesso.

PROMED effettua su base oraria una programmazione del parco di generazione idro-termico al fine di determinare il prezzo orario dell'energia elettrica.

Il modello del sistema elettrico simulato considera le seguenti informazioni:

• Il modello di rete di trasmissione equivalente, costituita da zone geografiche interconnesse attraverso linee equivalenti su cui sono definiti vincoli di transito attivo massimo; i vincoli di transito hanno dettaglio orario e sono differenziati a seconda del verso del flusso di potenza sull’interconnessione equivalente.

• I dati anagrafici delle unità di produzione termoelettriche offerte in Borsa (proprietario, zona geografica di appartenenza, tecnologia). Le unità CIP 6 e le importazioni di energia dall'estero possono essere modellate in termini di unità equivalenti per zona geografica. L’energia erogata dalle unità destinate all'autoproduzione è, invece, detratta dal carico considerato.

• I dati tecnici delle unità di produzione termoelettriche offerte in Borsa. Per ciascuna unità di produzione è definita una configurazione di riferimento che specifica i valori di potenza efficiente netta minima e massima, il tasso di disponibilità media, il mix di combustibili e la curva di consumo per ciascun combustibile. È possibile definire la flessibilità di ciascuna unità: essa specifica la modalità e la frequenza secondo la quale l’unità effettua fermate ed avviamenti, in relazione alla tecnologia dell’unità stessa; le unità sono suddivisibili nelle classi di flessibilità: settimanale, giornaliera, a cambio di fascia oraria ed oraria. È inoltre possibile configurare una unità termoelettrica come “must run”.

• Eventuale potenza minima obbligatoria (per modellare ad esempio i contratti bilaterali) o dispacciamento imposto (per modellare ad esempio gli impianti di cogenerazione) sulle singole unità (con dettaglio orario).

• Le variazioni temporali (con dettaglio giornaliero) della configurazione tecnica dei gruppi termici, del relativo stato di disponibilità o di obbligo di funzionamento (“must run”).

• I prezzi dei combustibili (dettaglio mensile), con la possibilità di differenziare tra prezzo “alla frontiera” e prezzo sul sito di consumo. È possibile anche definire contratti di fornitura di combustibile ed imporre i corrispondenti vincoli di consumo ad un limitato numero di unità termoelettriche / siti di produzione.

• Un equivalente per ciascuna zona geografica e per ciascuna società di produzione degli impianti idroelettrici a serbatoio e ad acqua fluente di assegnati potenza minima e massima, capacità massima del serbatoio di accumulo, apporti naturali settimanali per il periodo considerato, volumi iniziale e finale del relativo serbatoio. I valori di potenza minima e massima e i vincoli di serbatoio di ciascun equivalente idrico possono essere variati con dettaglio settimanale nel periodo di riferimento.

• I dati anagrafici (proprietario, zona geografica, ecc.) e tecnici delle centrali di pompaggio (potenza minima e massima, coefficienti energetici in generazione e pompaggio, rendimento del ciclo di generazione/pompaggio, capacità massima del serbatoio di accumulo).

• Le variazioni temporali (con dettaglio settimanale nel periodo di riferimento considerato) dei valori di potenza minima e massima e dei vincoli di serbatoio di ciascun equivalente idrico e centrale di pompaggio.

• Il fabbisogno del periodo di riferimento su base oraria per ciascuna zona geografica (fabbisogno nazionale al netto dell’autoproduzione).

• I bid-up orari che i vari produttori applicheranno ai costi marginali delle proprie unità di produzione al fine di definire offerte strategiche da presentare in Borsa; il dettaglio massimo dei

bid-up è orario per ciascuna unità di produzione termoelettrica.

• È disponibile una funzione di generazione automatica del profilo dei bid-up orari per società e per zona geografica da applicare sui costi marginali delle unità termoelettriche offerte in Borsa; questa funzione genera automaticamente i valori orari di bid-up per società, per zona geografica e per fascia oraria secondo un profilo prescelto (costante oppure derivato dal profilo della produzione idroelettrica di un caso di riferimento) e mantenendo un valore di bid-up medio annuo prescelto. I valori del bid-up medio per società, per zona geografica e per fascia oraria sono scelti sulla base della strategia di offerta da simulare.

Sulla base del suddetto modello, PROMED determina il funzionamento ottimo del parco di generazione tale da minimizzare il costo totale sostenuto dagli acquirenti di energia dalla Borsa. PROMED agisce quindi sostanzialmente come una Borsa dell’energia elettrica, determinando ora per ora:

1) l’ordine di merito economico delle unità di produzione termoelettriche⁹ che rispetti il vincolo di flessibilità caratteristico di ciascuna tecnologia10;

2) nel rispetto dell’ordine di merito economico, il dispacciamento ottimo delle produzioni idro-termiche e, sulla base dei rispettivi prezzi di offerta (costi marginali + bid-up), i corrispondenti prezzi marginali orari di mercato.

Modellando esplicitamente i vincoli di transito sulle interconnessioni equivalenti, PROMED è in grado di calcolare i prezzi di vendita che si determinano in ciascuna zona di mercato (prezzi “zonali”) nel caso

9 La cifra di merito associata a ciascuna unità di produzione termoelettrica, sulla base della quale viene definito l’ordine di merito economico, è rappresentata dal costo specifico a potenza massima.

10 Di fatto, le tecnologie termoelettriche a ciclo combinato, repowering e con turbina a vapore hanno una flessibilità di tipo settimanale (manovra di accensione permessa il lunedì mattina, manovra di spegnimento permessa il venerdì sera o il sabato a mezzogiorno); le tecnologie termoelettriche più flessibili sono le unità turbogas che hanno la possibilità di accendersi e spegnersi al limite ogni ora.

in cui saturi un vincolo di trasporto tra due zone. Tra gli output viene fornito anche il prezzo unico nazionale di acquisto (PUN) orario, dato dalla media dei prezzi zonali pesata sulla domanda zonale. Sulla base dei prezzi di mercato, dei costi di produzione e del dispacciamento degli impianti, PROMED è quindi in grado di determinare, per il periodo di riferimento e per ciascun operatore di mercato, i costi, i ricavi, i profitti e le quote di mercato per ciascuna unità di produzione offerta in Borsa.