Mercato Elettrico E Sfide Tecnologiche

“Il Mercato Elettrico e le principali sfide

tecnologiche per gli operatori

verticalmente integrati”

25 settembre 2009

Il Mercato Elettrico e le principali sfide per gli operatori verticalmente integrati

© Copyright BIP 2009 – Tutti i diritti riservati - 2 -

Table of contents

1. EVOLUZIONI DEL MERCATO ELETTRICO ITALIANO .............................................. - 2 -

1.1 NOVITÀ SUL PIANO NORMATIVO....................................................................................... - 3 -

1.2 LE SFIDE POSTE DAL DECRETO “ANTI-CRISI” ..................................................................... - 4 -

2. IMPLICAZIONI SULL’ORGANIZZAZIONE AZIENDALE DELLE STRUTTURE VERTICALMENTE INTEGRATE .................................................................................. - 7 -

3. MODELLI IT A SUPPORTO DEL TRADING.............................................................. - 9 -

3.1 ARCHITETTURA DI RIFERIMENTO IN AMBITO ENERGY MANAGEMENT ............................ - 9 -

3.2 STATO ATTUALE DELL’IT A SUPPORTO DEL BUSINESS.................................................. - 11 -

3.3 CONCLUSIONI................................................................................................................... - 13 -



1. EVOLUZIONI DEL MERCATO ELETTRICO ITALIANO

Il processo di liberalizzazione del mercato elettrico, avviato nel 1999 dal Decreto Bersani 79/99, è stato graduale e caratterizzato da un percorso evolutivo ancora aperto.

Dopo i primi interventi, volti a favorire l’ingresso di nuovi operatori nella generazione e a consentire ai grandi clienti “energivori” di approvvigionarsi in maniera autonoma dell’energia elettrica consumata, è stata introdotta la Borsa dell’Energia Elettrica (IPEX) il cui avviamento sperimentale è partito nel 2004 e l’apertura completa nel gennaio 2005.

L’istituzione dell’IPEX ha rappresentato un passaggio estremamente importante per lo sviluppo del mercato elettrico italiano grazie a:

• l’introduzione di un importante prezzo di riferimento per il mercato, calcolato con criteri di merito economico e di trasparenza;

• l’ingresso nel mercato di nuovi trader e produttori che avrebbero altrimenti avuto maggiori difficoltà di approccio al mercato senza una struttura centralizzata e che eliminasse il rischio di controparte;

• il miglioramento dell’efficienza del processo di vendita e acquisto e la conseguente riduzione dei costi di transazione;

• l’avvio di un processo di miglioramento dell’efficienza del parco di generazione grazie alla struttura incentivante del meccanismo di pricing basato sul marginal price.

Dalla sua nascita sino alla fine del 2008 l’introduzione dell’IPEX ha registrato un ottimo successo testimoniato da un’elevata liquidità fin dal secondo anno di esercizio, considerando anche le quote scambiate per l’Acquirente Unico, e dal crescente numero di operatori attivi sul mercato.

2004 2005 20072006 2008

29% 63% 60% 67% 69%

73 91 103 127 151

Liquidità MPE

Numero operatori

Figura 1 - Liquidità e numerosità operatori iscritti all’IPEX dalla nascita del mercato



1.1 NOVITÀ SUL PIANO NORMATIVO

Il processo di liberalizzazione del mercato elettrico è caratterizzato da un’evoluzione ancora in corso, ma che ha già raggiunto alcune milestone importanti.

Un tassello rilevante è stato aggiunto a fine 2008 con l’introduzione di un mercato centralizzato istituzionale per le contrattazioni a termine, il Mercato a Termine dell’Energia (MTE).

Durante la sua prima applicazione, questa nuova tipologia di mercato si è rivelata poco appetibile per gli operatori, per due motivi principali:

• il breve orizzonte temporale dei prodotti negoziabili, dovuto all’esigenza da parte del GME di ottenere garanzie sulle transazioni che per periodi più lunghi sarebbero state eccessivamente elevate;

• l’esistenza di altri mercati a termine organizzati su piattaforme private, ad esempio il TFS, con prodotti ad orizzonte temporale maggiore e con una liquidità in continua crescita.

Dal primo gennaio 2009 inoltre è stato avviato da Borsa Italiana il mercato dei derivati elettrici (IDEX) basati sul prezzo dell’energia registrato nel Mercato a Pronti (PUN), importante strumento di copertura dal rischio prezzo per gli operatori dell’IPEX.

L’introduzione dell’IDEX ha consentito di operare sull’IPEX fissando il prezzo a medio termine riducendo ulteriormente l’esigenza di accesso al MTE.

Le modifiche più recenti sull’assetto del mercato sono state introdotte dal Decreto Legge cosiddetto “Anti-Crisi” 185/08 convertito dalla legge 2/09 e recepito dal Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 29 aprile 2009.

Le modiche, ancora in fase di studio o non pienamente entrate in vigore, si pongono il duplice obiettivo di:

• incrementare la concorrenza e l’efficienza complessiva del settore per ottenere una riduzione dei prezzi dell’energia per i clienti finali, in particolare per quelli più disagiati;

• fronteggiare la crisi economica che ha investito i Paesi Occidentali puntando ad una modifica strutturale della Borsa dell’energia che possa portare ad una riduzione stabile del prezzo di scambio.



ContrattiBilaterali

Contratti Bilaterali

GSEGSE

AU - Acquirente UnicoAU - Acquirente Unico

Esercente servizio di tutela

Clienti servizio di maggior tutela

Grossisti - Venditori

Clienti del mercato libero

ContrattiBilaterali

Generazione e Importazione Energia

Mercato all’

ingrosso

Mercato retail

• Rinnovabili

• CIP6• Must-run

IPEX

GME Terna

Clienti del servizio di salvaguardia

Compravendita

Compravendita

Figura 2 - Attori e flussi nell’attuale assetto di mercato

1.2 LE SFIDE POSTE DAL DECRETO “ANTI-CRISI”

Le modifiche alla disciplina del mercato prodotte in ottica “anti-crisi” sono considerate delle sfide per tutti gli operatori che dovranno necessariamente adeguarsi in ambito processi, organizzazione e sistemi a supporto delle attività per migliorare la propria competitività.

Le modifiche alla disciplina del mercato più importanti riguardano:

• L’applicazione di tariffe agevolate per clienti domestici ed in particolare per utenti che versano in condizioni disagiate;

• L’introduzione di un Mercato Infragiornaliero (MI) in sostituzione del Mercato di Aggiustamento e la successiva integrazione di MI con il Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD);

• L’introduzione all’interno dell’MSD di più sessioni consecutive di mercato e la differenziazione delle offerte per i diversi prodotti trattati;

• L’ampliamento dell’orizzonte temporale dei prodotti scambiabili sul Mercato a Termine dell’Energia (MTE) e l’integrazione del MTE con l’IDEX

• La pubblicazione con un congruo ritardo delle offerte di acquisto e vendita dell’energia elettrica sottoposte nell’IPEX;



• La revisione delle zone di mercato italiane e della disciplina riguardante gli impianti essenziali al funzionamento del sistema;

• La variazione del meccanismo di formazione del prezzo sul mercato del giorno prima con il passaggio dal System Marginal Price al Pay as Bid.

Il MI, inizialmente pensato come un mercato in negoziazione continua, è stato recepito nella direttiva del Ministero come uno sdoppiamento dell’attuale MA; il mercato continuerà dunque ad essere ad asta implicita, ma sarà possibile partecipare a due sessioni consecutive, aumentando così le opportunità di scambio dell’energia per gli operatori.

Tale modifica trasforma il MA solo nominalmente in un mercato infragiornaliero in quanto mantiene ancora le fasi di mercato nel giorno precedente a quello di consegna. La completezza di tale intervento sarà raggiunta quando il MI sarà integrato con il MSD previsto per il primo gennaio 2011.

La differenziazione dei prodotti negoziabili sul MSD (regolazione secondaria, risoluzione delle congestioni, margini riserva terziaria e per il mantenimento dell’equilibrio della rete) permetterà una più corretta valorizzazione delle risorse approvvigionate da Terna che rifletta adeguatamente la struttura dei costi dell’operatore. Inoltre l’approvvigionamento di tali prodotti sarà effettuato per periodi rilevanti di un’ora e attraverso un sistema di scambio basato su una pluralità di sessioni, alcune delle quali da chiudere nel giorno stesso di consegna. L’avvicinamento delle sessioni di contrattazione al momento della consegna permetterà sia lo sfruttamento delle risorse più efficienti su ciascun servizio e su ciascun periodo rilevante dando la possibilità agli operatori di correggere near real time i loro programmi in base ad eventuali imprevisti, sia l’ottimizzazione dello sfruttamento degli impianti rinnovabili non programmabili.

L’avvicinamento del mercato alla consegna fisica incrementa l’attendibilità delle previsioni di produzione di tali impianti e gli operatori potranno ottimizzare meglio i ricavi accedendo direttamente al mercato e non più necessariamente tramite il GSE.

Sperimentazione IPEX

Evoluzione delle piattaforme di scambio

Decreto Bersani 79/99

Avvio PB

Avvio MTE

Passaggio a Pay as Bid

1999 2000 2004 20052001 2002 2003 200920072006 2008 20122010 2011

Aggiornamento prodotti MTE

Aggiornamento MSD

Lato offerta

Lato domanda Avvio

IDEX

Chiusura PAB

Sostituzione MA con MI

Integrazione MI e MSD

Apertura completa IPEX

Avvio PABSostituzione PB con PCE

Figura 3 - Evoluzione del mercato elettrico vista sotto il profilo delle piattaforme di scambio dell'energia

Un altro intervento, previsto a partire da ottobre 2009, sarà l’introduzione dei prodotti trimestrali e annuali, baseload e peakload, nel “listino” del MTE. Tale intervento ha richiesto da parte del Gestore del Mercato Elettrico (GME) una revisione del sistema di garanzia necessario per l’accesso al mercato, infatti, secondo le linee guida fornite dal Ministero, non sarà più necessario che le



garanzie fideiussorie ricoprano interamente le posizioni aperte dagli operatori su tale mercato, ma solo parzialmente con una copertura completa prevista solo per le posizioni consegnate.

Tale sistema introduce un effetto leva finanziaria su tale mercato con l’auspicio che attiri l’operatività di speculatori che ne incrementino la liquidità.

La bassissima liquidità del MTE misurata nei suoi primi mesi di funzionamento, viene spesso imputata alla mancanza di prodotti di lungo periodo che avrebbero limitato l’operatività degli operatori, ma a questo va aggiunta la presenza di altre piattaforme private già dotate di una buona liquidità e che trattano prodotti simili. Per attirare quindi molti operatori il MTE dovrà cercare di raggiungere velocemente, a valle dell’ampliamento dei prodotti, un’elevata liquidità senza la quale rischierà di dover presto chiudere definitivamente. In tale ottica potrebbe essere utile adottare lo stesso strumento usato per garantire liquidità sul Mercato a Pronti ovvero spostare parte dell’operatività dell’Acquirente Unico sul Mercato a Termine. Tale iniziativa potrebbe anche migliorare l’efficienza di approvvigionamento del grossista del mercato di maggior tutela.

Per quanto riguarda la contrattazione a termine, indipendentemente dal soggetto responsabile della gestione della piattaforma, rappresenta per gli operatori una opportunità vantaggiosa di copertura dal rischio prezzo allineando l’orizzonte temporale di acquisto di parte della materia prima (combustibile) con la vendita di parte dell’energia che produrranno.

L’integrazione del MTE con il mercato dei derivati elettrici (IDEX) permetterà di esercitare l’opzione di consegna fisica sui contratti derivati acquistati e sarà un’ulteriore importante passo verso una maggiore concorrenza nel settore perché permetterà l’ingresso di operatori finanziari nel mercato e consentirà agli operatori di allargare l’utilizzo di un importante strumento di copertura dai rischi di mercato.

L’operazione di trasparenza sui prezzi impone al GME di pubblicare, con un ritardo massimo di una settimana, i prezzi delle offerte di acquisto e vendita sottoposte nel mercato elettrico. Questa disponibilità rappresenterà un’ottima opportunità per le strutture di bidding delle aziende più piccole che molto spesso lavorano passivamente accettando i prezzi definiti dalle offerte degli operatori più grandi. Lo studio e l’analisi delle strategie di pricing dei concorrenti può migliorare di molto la concorrenza e l’efficienza del mercato, necessita però di strumenti informatici potenti data la mole quotidiana di dati pubblicati e di algoritmi di calcolo sofisticati che permettano di estrapolare numeri significativi.

La revisione del modello di formazione del prezzo sul mercato del giorno prima, sostituendo il pay as bid al system marginal price, ha visto il contrapporsi di interessi differenti, da un lato i clienti finali con un elevato livello di consumo, rappresentati dalla Confindustria, che vedono nel Pay as Bid la possibilità di recuperare la differenza di prezzo dal valore marginale che attualmente si definisce in borsa e il valore medio delle offerte che vengono realizzate, dall’altro gli operatori di mercato che criticano fortemente questo cambiamento in quanto renderebbe più rischioso l’ingresso di nuovi operatori minando la sopravvivenza degli operatori più piccoli dotati di sistemi informatici per la definizione del prezzo di vendita meno avanzati di quelli richiesti dal nuovo meccanismo e comporterebbe la necessità di forti investimenti sui sistemi informativi per gran parte degli operatori più grandi.

La posizione del Ministero é che tale passaggio possa essere utile ad un miglioramento della concorrenza e a una diminuzione del comportamento speculativo di alcuni operatori che, pur generando elettricità a prezzi molto bassi, riescono a fare alti margini vendendo ai prezzi di produzione alti dei propri competitor.



Oltre alle posizioni contrapposte di clienti finali, operatori di mercato ed enti istituzionali vanno considerati alcuni elementi oggettivi di cui tener conto con l’applicazione della nuova modalità di mercato:

• introdurrebbe una discontinuità rilevante nel processo di formazione del prezzo unico nazionale (PUN), rendendo inutile qualsiasi strategia di offering che si basi su analisi di dati storici disponibili;

• renderebbe più difficoltoso il processo di formazione di un mercato unico europeo introducendo una peculiarità del mercato italiano rispetto a quelli confinanti;

• disincentiverebbe gli investimenti su nuovi impianti eliminando il margine che l’attuale sistema garantisce ad impianti ad elevata efficienza anche in assenza di strategie di offering di tipo evoluto;

Senza considerare che l’unica esperienza europea di realizzazione di un sistema di Borsa dell’energia basato sul Pay as Bid è stato realizzato in UK, con scarsi risultati, e attualmente sta tornando sui suoi passi.

Le difficoltà di conciliare le diverse posizioni e una razionale analisi delle priorità hanno spinto il legislatore a rimandare l’introduzione di questa revisione ad aprile 2012, dopo un’attenta analisi che monitori:

• l’evoluzione delle zone di mercato italiano a seguito dello sviluppo della rete,

• lo sviluppo del mercato a termine organizzato,

• i cambiamenti nel mix di generazione,

• l’integrazione del mercato italiano con quelli esteri limitrofi ed europei.

2. IMPLICAZIONI SULL’ORGANIZZAZIONE AZIENDALE DELLE STRUTTURE VERTICALMENTE INTEGRATE

Dall’analisi dell’attuale assetto del mercato e degli sviluppi previsti nel breve periodo è possibile affermare che il settore è in fase di crescita ed ha comunque raggiunto già un buon livello di maturità; così come l’efficienza del settore nonostante i vincoli di trasporto rappresentino ancora un handicap pesante, basti pensare che negli ultimi 30 anni in Europa il tasso medio di crescita della rete è stato del 2,4% a fronte di una crescita dei consumi del 2,8%, mentre in Italia si è avuta una crescita media della rete del 1,2% a fronte di una crescita dei consumi del 2,9%.

Anche lo sviluppo di una più aperta concorrenza è in fase avanzata e l’efficienza degli operatori più piccoli dovrà crescere velocemente per permettere loro di continuare a svolgere un ruolo importante sul panorama energetico nazionale.

Il cambiamento di prospettiva e di strategia delle imprese verticalmente integrate nel settore elettrico – operanti nella generazione, nel trading e nella vendita finale – è stato radicale e le loro strutture interne, così come i loro sistemi informativi, continuano a necessitare di una rivoluzione altrettanto forte.



All’interno di un mercato monopolistico, o scarsamente liberalizzato, l’attività era prevalentemente tecnica. Lo Unit Committment consisteva nell’allocazione – data una domanda da soddisfare e dato un determinato parco di generazione, e nel rispetto dei vincoli di rete – della potenza sugli impianti a disposizione in modo da minimizzare la funzione di costo.

In un mercato conteso e con strumenti di scambio evoluti si passa da un modello principalmente Portfolio Driven ad uno Demand Driven in cui anche la generazione deve essere gestita con un’ottica commerciale oltre che con competenze di tipo tecnico, in questo contesto quindi entrano in gioco altre variabili che comportano la necessità di una revisione della struttura, in quanto:

1. l’energia non deve necessariamente essere prodotta, ma può anche essere acquistata e rivenduta o semplicemente non prodotta;

2. la domanda da soddisfare, in particolare sul medio o lungo termine, non è più un vincolo assoluto, ma può in parte essere considerata un grado di libertà, manipolabile dalle Vendite e dal Marketing, il cui sfruttamento è utile per massimizzare i profitti;

3. l’energia non è più un prodotto assolutamente indifferenziato, ma è possibile venderlo per soddisfare bisogni specifici, ossia soddisfare la domanda sul mercato, rendere disponibile la riserva per la modulazione dei carichi, garantire l’equilibrio del sistema, risolvere le congestioni lungo la rete;

4. Anche a livello commerciale entrano in gioco altri fattori oltre a quello della fornitura e del relativo prezzo, come i Servizi a Valore Aggiunto, basti pensare alle esigenze di aziende con elevata distribuzione sul territorio, come società di telecomunicazione, banche, grande distribuzione, per le quali la fatturazione elettronica, la comunicazione periodica dei consumi, il mandato di connessione costituiscono elementi di fidelizzazione del cliente a volte più importanti del prezzo.

Da qui la necessità di un’integrazione costante di processi e sistemi tra le divisioni di Generazione, Energy Management e Vendita in modo da permettere l’ottimizzazione delle risorse, la gestione del portafoglio e del rischio correlato al mercato fisico e finanziario, portando l’operatività sul mercato elettrico più vicina ad una gestione finanziaria del portafoglio che ad una gestione principalmente tecnica.

In quest’ottica la struttura di Energy Management è il cuore delle strategie di ottimizzazione dei ricavi di tutte le strutture verticalmente integrate.

Obiettivo primario diventa la pianificazione sul breve e sul medio termine della generazione, in modo da consentire alla produzione di condurre gli impianti sulla base del profilo definito, la loro ottimizzazione con gli approvvigionamenti dal mercato con l’obiettivo di far fronte alle richieste dell’area commerciale elaborate tramite la previsione della domanda dei clienti finali ed allo stesso tempo deve indirizzare le vendite tramite l’elaborazione del pricing per l’area commerciale sulla base dei costi di approvvigionamento.

Inoltre si occupa della modulazione tramite l’accesso in borsa, della contrattazione sui mercati di Trading nazionali e internazionali, delle coperture finanziarie ed eventualmente anche in un’ottica speculativa con l’obiettivo di incrementare i margini.

Tale impegno richiede per la struttura di Energy Management il supporto di soluzioni informatiche che coprono un ambito funzionale molto ampio e che necessitano di un elevato livello di



integrazione in modo da ridurre i tempi di operatività tecnica aumentando la capacità di risposta dinamica alle evoluzioni del mercato e le conseguenti esposizioni di rischio.

3. MODELLI IT A SUPPORTO DEL TRADING

I numerosi cambiamenti del mercato e le evoluzioni previste pongono agli operatori di settore una serie di sfide che devono essere adeguatamente supportate da sistemi informativi adeguati, tra le quali:

• La necessità di dotarsi di una capacità previsionale strutturata in modo da prevedere gli andamenti del mercato in termini di quantità e prezzi sia sul breve che sul medio termine;

• La necessità di una focalizzazione commerciale della generazione di energia elettrica e la conseguente integrazione tra Energy Management e Produzione;

• L’opportunità di una programmazione dinamica congiunta di energia elettrica e gas che consente sul breve termine di valutare se è più conveniente utilizzare il gas per generare Energia Elettrica oppure se vendere direttamente Gas approvvigionandosi sul mercato dell’energia elettrica necessaria, mentre sul brevissimo termine di valutare la convenienza di sbilanciare sulla generazione di energia elettrica o sui contratti di acquisto di Gas;

• La gestione congiunta dei mercati fisici e finanziari con la necessità di elaborare scenari di rischio, valutare le opportunità di mercato, decidere le politiche di rischio e costruire strumenti che consentano di supportare l’intero processo e di monitorare andamenti e limiti di rischio;

In questo contesto ampio si rende necessario lo sviluppo delle capabilities di Energy Management con l’ausilio di modelli IT che riescano a coprire e integrare tutti gli ambiti funzionali e che siano in grado di:

• Supportare le attività di trading dell’energia riducendo le operatività esclusivamente tecniche (caricamento dei dati, creazione ed esportazione di report), ottimizzando le risorse e massimizzando l’effort su tutte le reali attività a valore aggiunto;

• Rispondere in modo dinamico alle continue variazioni normative dovute ad un mercato in continua evoluzione.

3.1 ARCHITETTURA DI RIFERIMENTO IN AMBITO ENERGY MANAGEMENT

Come riportato nei paragrafi precedenti il mercato elettrico dalla sua nascita ha subito numerose evoluzioni che hanno comportato per gli operatori di settore diversi adeguamenti non solo a livello organizzativo, ma anche dal punto di vista dei sistemi utilizzati.

Copertura e integrazione sono parole chiave nella definizione di un’architettura di riferimento in ambito Energy Management, che abbia l’obiettivo di supportare tutte le aree funzionali in ambito.



Figura 4 - Esempio di architettura funzionale a supporto dell’Area Energy Trading

Le esigenze da soddisfare per l’area di trading, con l’ausilio di sistemi a supporto sono principalmente:

• La pianificazione della generazione tramite strumenti di ottimizzazione del portafoglio complessivo;

• La gestione e il supporto di tutte le attività di trading in modo evoluto per consentire sia il monitoraggio costante degli andamenti consumi della domanda e delle previsioni, sia la gestione contrattuale tramite contratti bilaterali e con le borse;

• La gestione dei rischi associati alle attività di trading.

Tali esigenze sono soddisfatte dall’implementazione di architetture funzionali integrate su cui si poggiano le soluzioni funzionali proposte dal mercato.

Le funzionalità presenti devono essere in grado di:

• Acquisire tutte le tipologie di serie storiche endogene ed esogene, quali dati atmosferici, prezzi di borsa, misure di consumo dei clienti finali tramite una piattaforma di Energy Data Management che ha lo scopo di essere il repository aziendale su cui si appoggiano gli altri strumenti per l’analisi dei dati, organizzando i dati per una corretta elaborazione riducendo i tempi operativi di acquisizione ed elaborazione;

Altri sistemi aziendali

(amministrativi, fattura-zione, RE,

…)



…)

Area Energy Trading

Area Commerciale

Gestione contrat-

tuale

Gestione contrat-

tualeGestione ManutenzioneGestione Manutenzione

Ottimizzazioneportafoglio ele (breve e

medio periodo)


medio periodo)

Bidding e comunicazione

con Terna, GME


con Terna, GME

Comunicazione con i fornitori, distributori e enti

istituzionali


istituzionali

Energy Data ManagerEnergy Data Manager

RiskManagement

RiskManagement

SFMGestione offerte

SFMGestione offerte

Previsionedi domandaPrevisione

di domanda

ContatoriContatoriSCADASCADASCADASCADA

Misure

Medie nazionaliMedie

nazionaliValori locali

Valori locali

Dati atmosferici

PUNPUNPrezzi zonaliPrezzi zonali

Dati di prezzo IPEX

MisureDistribuzione

SettlementSettlementMTEMPE

PRACRP

IDEX

Monitoraggio della generazione


InfoProviders

Misure di Generazione

Previsione scenari di mercato




…)



…)

Area Energy Trading

Area Commerciale

Gestione contrat-

tuale

Gestione contrat-

tualeGestione ManutenzioneGestione Manutenzione


medio periodo)


medio periodo)


con Terna, GME


con Terna, GME


istituzionali


istituzionali

Energy Data ManagerEnergy Data Manager

RiskManagement

RiskManagement

SFMGestione offerte

SFMGestione offerte

Previsionedi domandaPrevisione

di domanda

ContatoriContatoriSCADASCADASCADASCADA

Misure

Medie nazionaliMedie

nazionaliValori locali

Valori locali

Dati atmosferici

PUNPUNPrezzi zonaliPrezzi zonali

Dati di prezzo IPEX

MisureDistribuzione

SettlementSettlementMTEMPE

PRACRP

IDEX



InfoProviders

Misure di Generazione





• Gestire le previsioni della domanda dei clienti finali tramite modelli sempre più evoluti, su base statistica o a reti neurali, con l’obiettivo di minimizzare l’errore che comporta costi di sbilanciamento elevati;

• Elaborare previsioni di costo sulla base di scenari di trend di mercato dei principali indici sui quali si basa la contrattualistica di trading per definire poi le strategie di gestione del mercato, della generazione e il pricing per la vendita ai clienti finali;

• Gestire la riconciliazione delle fatture di Trading attive e passive con funzionalità di billing intercompany verso i clienti interni;

• Elaborare offerte in acquisto e vendita sui diversi mercati nazionali e internazionali, sia su piattaforme organizzate che su bilaterali, ottimizzando il portafoglio diversificato di energia;

• Gestire il rischio associato alle attività di Trading e di vendita ai clienti finali e definire i livelli di copertura;

• Gestire i mercati paralleli, come quello dei Certificati Verdi, dei diritti di emissione della CO2 e altri mercati.

3.2 STATO ATTUALE DELL’IT A SUPPORTO DEL BUSINESS

In risposta alle nuove sfide imposte dal mercato elettrico agli operatori, allo stato attuale, il mercato informatico non è ancora in grado di fornire risposte adeguate e consolidate in termini di processi, metodi e tecnologie essendo caratterizzato da:

• Carenza di pacchetti integrati che diano una copertura completa per i diversi business requirements (risk management, portfolio optimization, forecasting) e che soddisfino tutte le funzionalità di un’architettura di riferimento;

• Difficoltà di conciliare una modellistica complessa, necessaria per l’elaborazione di previsioni di domanda e analisi scenariale sui rischi, con gestione “robusta” dei processi e dinamica in modo da rispondere in maniera dinamica al continuo assestamento del mercato elettrico italiano ed alle continue evoluzioni normative;

• Presenza di strumenti sviluppati per mercati stranieri con caratteristiche diverse da quello italiano (es. mercati più liquidi, NordPool, UK…) con elevate difficoltà di verticalizzazione sul mercato italiano, oppure nati su mercati non energy (es. mercati finanziari o manufacturing), che presentano gradi di complessità inferiori;

• Provider caratterizzati da dimensioni piccole e spesso legati a un numero limitato di persone con competenze specifiche sul mercato, che spesso comporta che le soluzioni informatiche siano in costante evoluzione.

Le cause di queste carenze possono essere rintracciate in un circolo vizioso che viene a crearsi a causa della non completa maturità del mercato italiano e dell’atteggiamento conservatore di molti operatori del settore:



1. Le aziende non investono perché l’attuale struttura del mercato perdona errori derivanti da sistemi informativi non adeguati;

2. Il mercato IT d’ambito rimane un mercato di nicchia non consentendo ai fornitori di sviluppare funzionalità e architetture adeguate;

3. Le sole soluzioni evolute sono quelle che provengono da mercati stranieri più avanzati che offrono un’ampia copertura funzionale a fronte però di costi elevati e difficoltà di gestione di progetti di realizzazione:

� Necessario utilizzo di risorse provenienti dall’estero con relativi problemi di costi e di lingua;

� Esigenze di verticalizzazione su specificità italiane.



3.3 CONCLUSIONI

Il mix di generazione e la capacità di trasporto della RTN costituiscono la causa principale degli elevati prezzi, ma le ancora più recenti disposizioni legislative - emanate a ridosso dell’estate - sembrano indirizzate a ridurre fortemente il deficit impiantistico che ci contraddistingue in entrambe le cause richiamate.

Nonostante il forte ruolo dell’ex incombent e gli elevatissimi prezzi dell’energia, in Italia il mercato elettrico è uno dei più efficienti ed evoluti in Europa. La partecipazione è già molto alta e la nuova disciplina del mercato, per come è stata descritta nel primo capitolo, darà un forte scossone al settore spingendo molte società ad investire in strumenti informatici evoluti.

Le aziende informatiche e i SW Vendor al contempo devono farsi trovare preparate sia in termini di soluzioni informatiche e architetturali, sia in termini di competenze specifiche di mercato, per approfittare della necessità da parte degli operatori di dotarsi di strumenti sempre più sofisticati ed evoluti.



Riccardo Bonsignore

e-mail [email protected] tel +39 06 454 0161

cell +39 340 897 1843

Roberto Libero


cell +39 335 776 4952

Salvatore Repici


cell +39 349 519 9410

www.businessintegrationpartners.com

Mercato Elettrico E Sfide Tecnologiche

Technology

Transcript of Mercato Elettrico E Sfide Tecnologiche