L’attuale massiccia installazione di risorse distribuite nei sistemi di distribuzione elettrica rende tali sistemi soggetti attivi di dispacciamento. Allo stesso tempo, la necessità di compensare la generazione intermittente di una quantità sempre crescente di fonti rinnovabili crea la necessità di acquisire sempre più servizi ausiliari.

Soggetti dotati di flessibilità connessi alle reti di distribuzione potrebbero essere abilitati a fornire tali servizi non solo all’interno del perimetro della rete di distribuzione a cui essi sono connessi ma anche a beneficio del sistema di trasmissione. Tuttavia, a tal fine, i gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) e i gestori dei sistemi di distribuzione (DSO) dovrebbero coordinare reciprocamente le loro azioni di dispacciamento.

Uno degli aspetti più importanti di questo coordinamento è la creazione di architetture di mercato efficienti. Sono possibili diverse architetture (alcune caratterizzate da una gestione coordinata dei mercati da parte di TSO e DSO, altre caratterizzate da mercati locali, che possono essere gestiti in modo sequenziale o indipendente).

La scelta della migliore architettura di coordinamento TSO-DSO dovrebbe passare attraverso una valutazione dell’efficienza allocativa di ciascuno schema e inoltre attraverso la valutazione delle possibilità che ciascuna architettura offre per l’esercizio del potere di mercato da parte degli operatori in posizione dominante.

Quest’ultimo aspetto è molto importante perché l’esercizio del potere di mercato può aumentare significativamente il costo di acquisizione delle risorse sui mercati elettrici, avendo quindi un impatto importante sui costi di dispacciamento dell’energia elettrica e, più in generale, sull’economia di un Paese.

Una corretta valutazione delle potenzialità di esercizio del potere di mercato necessita di riformulare il problema matematico del dispacciamento nei mercati elettrici come un gioco sequenziale a due stadi, costituite dai due principali mercati elettrici (mercato del giorno prima, che si svolge il giorno precedente a quello della consegna dell’energia scambiata, e mercato dei servizi ancillari, che si svolge molto più vicino al tempo reale). Il problema risultante è un problema di programmazione lineare mista intera (MILP) molto complesso.

Nel presente rapporto, si presta particolare attenzione a risolvere tale problema in modo da preservare la trattabilità numerica quando lo scenario viene ampliato per considerare un numero ragionevole di generatori e carichi ed un perimetro che include sia la rete di trasmissione sia quelle di distribuzione.

Nel rapporto, i risultati di alcuni tipici schemi di coordinamento TSO-DSO vengono confrontati sulla base di uno scenario di dimensione ridotta, tratto da una rete di standard proposta dal CIGRE che contiene sia una parte di trasmissione che una di distribuzione.