RICERCA ITALIANA     

Modelli di supporto alle decisioni per gli Operatori del Mercato Elettrico Italiano e loro impatto sulla sicurezza del sistema

Università della Calabria

Abstract

La recente introduzione dei mercati liberalizzati dell'energia elettrica ha comportato una serie di nuove problematiche, che fanno riferimento, soprattutto, alla scelta delle strategie comportamentali più opportune da attuare da parte dei vari operatori. Tra i diversi attori che partecipano attivamente al mercato elettrico si è scelto di rivolgere particolare attenzione ai consumatori e ai produttori e agli altri operatori che si comportano come tale.

In tale nuovo e più complesso contesto, assume una strategica valenza la possibilità di disporre di strumenti quantitativi di supporto alle decisioni, che siano di efficace ed efficiente ausilio per gli operatori del mercato.

Obiettivo generale del presente progetto è proprio quello di ideare, sviluppare ed implementare modelli e metodologie quantitative da integrare in sistemi software che possano costituire la base per lo sviluppo di adeguati sistemi di supporto alle decisioni per gli operatori del mercato liberalizzato dell'energia elettrica. Inoltre, costituisce elemento di base comune un simulatore del mercato elettrico italiano del giorno prima.

A tal fine, le problematiche generali affrontate nel progetto saranno:

- Previsione dell'evoluzione del prezzo dell'energia
- Risoluzione del complesso problema del Unit Commitment nel contesto del mercato liberalizzato
- Definizione di strategie di bidding degli operatori
- Analisi del comportamento degli attori del mercato al fine di soddisfare i vincoli di sicurezza
- Studio degli effetti della presenza di produttori con elevato potere di mercato nel sistema
- Formulazione di strutture tariffarie basate sul demand response

Dal punto di vista metodologico si farà riferimento ai seguenti strumenti:

- programmazione matematica
- teoria dei giochi
- simulazione
- tecniche di apprendimento automatico.

Lo sforzo di ricerca che ci si prefigge si basa su una attenta modellizzazione di problemi reali, sulla definizione di algoritmi innovativi e sullo sviluppo di un simulatore dell'andamento del mercato del giorno prima.

Il programma di ricerca si articola attraverso l'attività coordinata di cinque Unità di Ricerca, caratterizzate da un buon livello di complementarità e da una consolidata competenza sui temi previsti dal progetto. <<<

Coordinatore Scientifico del Programma di Ricerca

Roberto MUSMANNO Università della CALABRIA

Obiettivo del Programma di Ricerca

L'obiettivo principale del progetto è lo sviluppo di modelli e metodi di ottimizzazione per il supporto alle decisioni per gli operatori del mercato elettrico e la realizzazione di un simulatore dell'andamento del mercato a fronte di particolari strategie utilizzabili dagli attori coinvolti. Dall'analisi dei risultati ottenuti è opportuno verificare l'impatto delle strategie sulla sicurezza del sistema e quindi mettere a punto delle metodologie che siano in grado di garantire l'incontro tra domanda ed offerta e la sicurezza del sistema.

Gli obiettivi che il progetto di ricerca si prefigge possono essere pertanto così sintetizzati:

- Simulazione e monitoraggio del comportamento degli operatori del mercato dell'energia elettrica
- Studio della previsione e dell'evoluzione del prezzo dell'energia elettrica
- Definizione di modelli e metodi di supporto alle decisioni per gli operatori del mercato dell'energia elettrica
- Disegno e sviluppo di un sistema software di simulazione del mercato dell'energia elettrica

Tale attività di ricerca vede coinvolte la totalità delle Unità di Ricerca a vari livelli sia metodologici che applicativi. In tale contesto l'obiettivo principale del coordinamento è quello di creare un ambiente di simulazione che renda possibile un confronto obiettivo dei risultati ottenuti con i vari strumenti sviluppati. Questo simulatore potrebbe diventare un punto di riferimento per la comunità scientifica nazionale ed internazionale e dare un valore aggiunto a tutto il progetto. <<<

Durata

24 mesi

Base di partenza scientifica nazionale o internazionale

Nell'ultimo decennio il sistema elettrico italiano, parallelamente a quanto accaduto in diversi altri Paesi europei, ha subito un processo di deregolamentazione che ha modificato la struttura esistente verso un regime concorrenziale. L'obbiettivo di questa liberalizzazione è stato ed è tuttora il miglioramento dell'efficienza complessiva del sistema e delle condizioni di accesso all'energia per i consumatori. A tal fine sono stati ridefiniti i ruoli degli attori coinvolti (produttori, consumatori, grossisti, ecc.) e sono state introdotte nuove figure di controllo (GRTN, GME, Acquirente Unico, ecc.), assieme alla formalizzazione delle modalità di scambio dell'energia (borsa articolata in diversi mercati, contratti bilaterali) [GME02, GME04].
Come è possibile osservare nella quasi totalità dei mercati elettrici liberalizzati nel mondo, il processo di ristrutturazione non ha ancora dato i risultati sperati, ovvero la riduzione del prezzo al consumo e il miglioramento del servizio. Infatti, tali mercati sono spesso soggetti ad una elevata volatilità del prezzo dell'energia elettrica scambiata in sede di borsa, a rischi di blackout (come è successo negli USA nell'agosto del 2003 e in Italia nel settembre del 2003) o addirittura al fallimento totale (crisi Californiana) [FG02, Wal01].
La nuova struttura del sistema elettrico ha avuto come conseguenza l'insorgere di problematiche finora mai affrontate, la cui soluzione richiede la definizione di nuovi strumenti di supporto alle decisioni in grado di soddisfare le esigenze dei diversi attori operanti sul mercato. Innanzitutto, la previsione a medio-lungo termine del prezzo di scambio dell'energia in sede di Borsa costituisce un aspetto critico che influenza in maniera decisa le strategie degli operatori. Questa problematica risulta di difficile risoluzione per una somma di motivi concomitanti, tra cui:
• l'incertezza sulla disponibilità e sui dati tecnici (costi) degli impianti di produzione;
• l'incertezza sulle strategie commerciali e di offerta dei diversi operatori;
• l'incertezza sulla domanda e sulla sua elasticità;
• la presenza di vincoli di trasmissione sulla rete elettrica e formazione di prezzi zonali;
• la complessità e tempestività delle procedure di mercato.
Appare perciò imprescindibile per gli operatori del mercato dotarsi di strumenti efficaci per la valutazione dell'andamento del prezzo di scambio e degli impatti di questo sulle proprie strategie. Una problematica strettamente connessa alla previsione del prezzo di scambio dell'energia elettrica è lo studio dei comportamenti tenuti sui mercati da parte dei diversi operatori e delle conseguenze ad essi dovute.

Per quanto riguarda i produttori di energia la gestione e pianificazione economica degli impianti di generazione occupa da diversi anni a questa parte un ruolo di rilievo. Una delle problematiche maggiormente affrontate è lo Unit Commitment [BK72, Abh98, OS91, CS87], cioè la definizione del piano di accensione/spegnimento di ciascun impianto di produzione e il suo livello di generazione per ogni periodo nell'ottica della minimizzazione dei costi complessivi. Con l'abbandono del regime monopolistico questa problematica ha assunto una nuova e più rilevante valenza, in quanto risulta strettamente legata alle strategie di offerta dell'energia sia in sede di Borsa che mediante contratti bilaterali [GNLH01, DaWe01]. Ogni produttore ha adesso il compito di organizzare un sistema di offerte dell'energia economicamente conveniente ma che tenga conto delle caratteristiche del proprio parco generatori, della risposta dei concorrenti, degli eventuali contratti bilaterali stipulati fuori dalla Borsa e del comportamento della domanda. Inoltre, dovrà essere in grado di prendere vantaggio dalla presenza di diversi mercati [GME04] ma nello stesso tempo proteggersi dalla presenza di produttori con elevato potere di mercato [HH01].
Negli ultimi anni sono stati proposti per questa tematica diversi approcci risolutivi, caratterizzati dall'utilizzo di differenti strumenti modellistici e metodologici [DaHP02, Beta03, WeDa01, GF02, Bai01, BDF03, Sin99, ON98, GL99, MIY01, VM01, AC00]. La complessità del problema, tuttavia, rende necessari ulteriori sforzi verso la definizione di strumenti di supporto, capaci di integrare tutte le criticità cui i produttori devono far fronte per la gestione efficiente ed economicamente conveniente della propria capacità di generazione.

Per quanto riguarda i consumatori di energia è ormai riconosciuto da più parti come la scarsa elasticità della domanda sia una delle principali cause di inefficienza dei sistemi elettrici, sia dal punto di vista economico che relativamente alla sicurezza. La recente crisi del sistema elettrico californiano testimonia l'importanza di meccanismi di "demand response" nel mercato al dettaglio [FG02, Wal01]. Per questo motivo numerose attività di ricerca si sono rivolte verso la definizione di tecniche in grado di rendere la domanda "responsive" alle variazioni del mercato. La letteratura recente è concorde sull'utilità del "real-time pricing" per i clienti al dettaglio come strumento efficiente per forzare la domanda ad essere elastica nei mercati elettrici e generare una maggiore sensibilità del sistema di fronte a variazioni del carico richiesto [BH02, Wal01]. In sostanza, l'obiettivo è quello di definire delle strutture tariffarie dinamiche basate sull'effettivo costo dell'energia che a sua volta dipende dal prezzo di mercato. Tuttavia, in questo processo decisionale è necessario tener conto di vincoli imposti dalle autorità al fine di salvaguardare i clienti vincolati dai rischi legati alla volatilità del prezzo di scambio. Recentemente si sono registrati, dal punto di vista metodologico, passi avanti in questa direzione grazie agli sviluppi ottenuti nel campo della Programmazione Stocastica con Ricorso Limitato [Ber01] ma che non stati tuttora applicati al problema della definizione di struttura tariffaria.

La definizione di strumenti di supporto per gli operatori del mercato presuppone una valutazione sulle strategie comportamentali dei diversi attori coinvolti, che costituiscono un punto di partenza importante per lo sviluppo dei mercati ed il miglioramento delle condizioni di scambio. A tal proposito, risulta fondamentale analizzare i comportamenti degli attori del mercato (produttori e consumatori) in sede di Borsa, in particolare nel Mercato del Giorno Prima (MGP), e valutare come essi attuano le proprie scelte strategiche in un ambiente competitivo caratterizzato da una forte incertezza. Inoltre, risulta interessante valutare le conseguenze in termini economici dei comportamenti adottati.
Le problematiche appena descritte richiedono soluzioni che in generale non abbiano effetti negativi sulla sicurezza dell'intero sistema. Come risultato della ristrutturazione, infatti, la rete di trasmissione risulta essere una delle parti più a rischio del sistema elettrico, visto che spesso i vincoli da essa imposti costituiscono un collo di bottiglia per il funzionamento in sicurezza dell'intero sistema. La corretta modellazione del sistema elettrico nel suo complesso assieme agli esiti dello svolgimento dei mercati costituiscono delle possibili cause di vulnerabilità della rete [Dag01]. La valutazione del livello di rischio cui è soggetta la rete è necessaria per trarre indicazioni sulle più opportune contromisure e richiede una adeguata modellazione dei sottosistemi interagenti che compongono il sistema elettrico e ne consentono il funzionamento [LJH00]. L'aspettativa è, dunque, quella di riuscire a gestire in maniera flessibile la rete di trasmissione "ereditata" dal passato cercando di sfruttare nuove tecnologie in modo da soddisfare la richiesta sempre più crescente di potenza nel rispetto dei vincoli di sicurezza N ed N-1 imposti da una gestione "ammissibile" del sistema elettrico. I dispositivi FACTS (Flexible AC Transmission System) [Alo03, CMP01] costituiscono una valida risposta alla richiesta di maggiore flessibilità nell'esercizio del sistema di trasmissione poiché consentono di alleviare le congestioni ed, in alcuni casi, di evitare che siano i generatori più costosi a produrre la potenza richiesta dal mercato, o di prevenire la necessità di distacchi di carico totali con il rischio di portare quindi al collasso l'intero sistema o, ancora, di diminuire la necessità di distaccare parzialmente dei carichi, cercando quindi di mantenere la sicurezza di funzionamento del sistema [SiDa01].
In letteratura è proposta una metodologia di allocazione dei dispositivi TCSCs [Lu02], considerando sia la condizione di pre-contingenza che la condizione di post-contingenza. L'idea di base del metodo di allocazione del TCSC proposto è di determinare una linea, la quale risulti la più sensibile al più ampio numero di contingenze. Altro metodo di allocazione dei dispositivi FACTS proposto è basato sulla riduzione di un indice di prestazione calcolato sulla base del flusso di potenza attiva a sistema intatto [SiDa01]. Tale metodo chiaramente non contempla lo stato post-contingenza del sistema e pertanto si rende necessaria un'ulteriore analisi che impieghi un secondo indice di prestazione basato sui flussi di potenza in post-contingenza. <<<