Single Intraday Coupling: cos’è e perché è tanto importante per il sistema elettrico

Dal 21 settembre 2021 Terna è connessa alla piattaforma paneuropea XBID, che consente la negoziazione dell’energia elettrica in modalità continua agli operatori di mercato di tutta Europa nell’orizzonte infragiornaliero, 24 ore al giorno, 365 giorni all’anno. La rete italiana, che per la sua posizione geografica si configura già come un essenziale hub elettrico europeo, diventa così fondamentale per l’integrazione dei mercati elettrici europei in una configurazione di mercato che favorirà ancora di più la transizione ecologica in atto. Cerchiamo di capire perché e cosa si intende esattamente con “single intraday coupling”.

Che cos’è il “single intraday coupling”?

Il Single Intraday Coupling (o SIDC) è un progetto europeo per lo sviluppo e realizzazione di un meccanismo, in linea con i requisiti del Regolamento Europeo CACM (“guideline on Capacity Allocation and Congestion Management”), che permetta la negoziazione dell’energia elettrica in modalità “continua” (“continuous trading”) nell’orizzonte infragiornaliero. In particolare, si tratta di un meccanismo che consente agli operatori di mercato di tutta Europa di scambiare energia attraverso una negoziazione continua che parte dopo la chiusura del Mercato del Giorno Prima (MGP) e può continuare fino a un’ora dall’inizio del periodo di consegna. Ad esempio, questo vuol dire che, in un qualsiasi momento del periodo di negoziazione, un’offerta di acquisto di energia sottomessa in Sicilia potrebbe abbinarsi con un’offerta di vendita sottomessa in Norvegia, compatibilmente con i prezzi sottomessi e con la disponibilità della capacità di trasporto.

Questo è possibile attraverso una piattaforma centralizzata europea (chiamata XBID), con modello zonale, in grado di allocare contemporaneamente (“coupling”) l’energia e la capacità di transito. In particolare, XBID riceve in entrata:

• le offerte di acquisto e di vendita in ciascuna zona di mercato, caricate in tempo reale dai “nominated electricity market operator” (NEMO) delle diverse zone del mercato europeo;

• le capacità di trasporto disponibili tra le diverse zone di mercato, calcolate e caricate dai “transmission system operator” (TSO) come Terna.

Poi, seguendo il principio “first come, first served”, le offerte di acquisto vengono accoppiate con quelle in vendita secondo l’ordine con cui vengono sottomesse, mentre la capacità tra le zone di mercato viene assegnata gratuitamente fino a saturazione. Questo meccanismo non permette però di dare un prezzo alla capacità di trasporto e, di conseguenza, di ricavarne una rendita. Per ovviare a questo svantaggio, i regolamenti europei prevedono l’introduzione di un meccanismo complementare a quello della contrattazione continua: le aste implicite intraday (“Intraday Auctions for Pricing o IDA”). Quindi, oltre alla negoziazione continua, vengono eseguite tre aste implicite intraday che hanno un principio molto simile a quello del MGP.

L’implementazione delle aste intraday a livello europeo è in programma per il 2023, ma sui confini Italia-Slovenia, Italia-Grecia e tra le zone interne al mercato italiano si è scelto di adottare questo meccanismo in anticipo, proprio in parallelo al “single intraday coupling”. In questo modo è possibile fornire segnali di prezzo relativi al valore della capacità di transito utilizzata nell’arco della giornata e contemporaneamente estrarre una rendita da congestione per il TSO, che ha riflessi sui cosiddetti “oneri di sistema” e di cui beneficiano anche gli utenti finali.

Che vantaggi ha per il sistema elettrico?

Un mercato infragiornaliero integrato a livello europeo genera diversi vantaggi. Innanzitutto, la maggiore condivisione tra i paesi europei di risorse di generazione di energia promuove la concorrenza e accresce la liquidità del mercato: a un maggior numero di partecipanti al mercato elettrico corrisponde un aumento di efficienza del mercato stesso, poiché i prezzi tenderanno a riflettere di più i costi sostenuti dai produttori dell’energia. Ma il beneficio più evidente di una negoziazione continua che si spinge fino a un’ora prima della consegna consiste nel “liberare” il potenziale delle fonti rinnovabili non programmabili, come eolico e fotovoltaico. La possibilità di aggiustare le proprie posizioni sul mercato a ridosso della consegna permette infatti agli operatori di mercato di far fronte a improvvisi cambiamenti della previsione di generazione da rinnovabili, minimizzando i loro oneri di sbilanciamento. Tutto ciò anche a vantaggio della gestione della rete: con un mercato più bilanciato diminuisce anche la quantità di riserva che i TSO devono approvvigionare (e i costi ad essa associati). In sintesi la rete italiana, che per la sua posizione geografica si configura già come un essenziale hub elettrico europeo, si rende fondamentale nell’accoppiamento dei mercati elettrici europei in una struttura di mercato altamente abilitante per la transizione ecologica in atto, la quale deve necessariamente passare per una sempre maggiore penetrazione delle fonti rinnovabili.

Come si integra nel mercato nazionale dei servizi di dispacciamento?

Il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) è la sede in cui Terna si approvvigiona delle risorse necessarie per mantenere l’equilibrio di prelievi e immissioni di energia elettrica sulla rete ed essenzialmente garantirne affidabilità e sicurezza. La prima fase di questo mercato è quella della programmazione (o MSD ex-ante), in cui Terna ogni quattro ore verifica la sicurezza degli esiti dei mercati dell’energia, dispone gli avviamenti necessari delle unità di produzione e predispone i margini di riserva. Tali azioni sono propedeutiche alla seconda fase di MSD, quella della gestione in tempo reale, in cui si utilizzano le risorse approvvigionate per mantenere in ogni istante il bilanciamento della rete, nel rispetto dei limiti di sicurezza di tutti i suoi componenti.

L’introduzione del single intraday coupling ha fatto emergere una nuova sfida per Terna, quella di verificare che i suoi esiti – disponibili con un’ora di anticipo rispetto alla consegna - fossero compatibili con la sicurezza della rete. L’opzione più immediata sembrava quella di trasferire tutte le azioni della fase di programmazione alla gestione in tempo reale, che si continua a svolgere dopo la chiusura dei mercati dell’energia. Ma che ne sarebbe stato a quel punto di tutte le azioni che devono essere predisposte necessariamente in anticipo, come gli avviamenti dei gruppi di generazione o la predisposizione dei margini di riserva? Si è reso perciò necessario un cambio di paradigma per la fase di programmazione.

Il nuovo MSD ex-ante non lavorerà più esclusivamente a correzione degli esiti dei mercati dell’energia, ma si svolgerà in parallelo ad essi, in parte andando a correzione delle negoziazioni già avvenute, in parte imponendo dei vincoli preliminari a quelle successive - per le sole unità di produzione abilitate al mercato dei servizi di dispacciamento – nella forma dei cosiddetti “intervalli di fattibilità”. Il mercato dei servizi di dispacciamento esce perciò da questa riforma dei mercati dell’energia con una rinnovata operatività, ma sempre con lo stesso obiettivo di garantire in modo efficiente la sicurezza della rete e l’affidabilità dell’approvvigionamento di energia elettrica per i consumatori italiani.