Mercato Elettrico E Sfide Tecnologiche

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

25 settembre 2009

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 -

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

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

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.

73 91 103 127 151

Liquidità MPE
29% 63% 60% 67% 69%
Numero operatori
2004 2005 2006 2007 2008

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.



• Rinnovabili
• CIP6 Generazione e Importazione Energia
• Must-run

IPEX
Contratti
GSE
Mercato Bilaterali
GME Terna
all’
ingrosso Contratti
Bilaterali Contratti
Compravendita Bilaterali

AU - Acquirente Unico
Compravendita

Esercente servizio di tutela Grossisti - Venditori

Mercato Clienti del servizio di
salvaguardia
retail Clienti servizio di maggior
tutela Clienti del mercato libero

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.

Sostituzione
Evoluzione delle piattaforme Sperimentazione
MA con MI
IPEX
di scambio Avvio Aggiornamento
Decreto Lato Lato MTE prodotti MTE
Bersani offerta domanda Avvio
Aggiornamento
79/99 Apertura completa IDEX
MSD
IPEX Chiusura Passaggio a
Sostituzione Pay as Bid
Avvio PAB PB con PCE PAB Integrazione
MI e MSD
Avvio PB

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

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.



Area Energy Trading
Altri sistemi
Altri sistemi MTE
MPE
aziendali
aziendali Settlement
Settlement IDEX
(amministrat
(amministrat
ivi, fattura-
ivi, fattura-
zione, RE,
zione, RE,
Area
Risk
Risk Previsione scenari di
Previsione scenari di
…)
…) Management
Management mercato
mercato
Commerciale
Gestione
Gestione
contrat-
contrat-
tuale
tuale Bidding e
Bidding e
Gestione Manutenzione SFM
SFM
Gestione Manutenzione comunicazione
comunicazione
Info Gestione offerte
Gestione offerte
Providers Ottimizzazione
Ottimizzazione con Terna, GME
con Terna, GME
portafoglio ele (breve e
portafoglio ele (breve e
medio periodo)
medio periodo)
Monitoraggio della Comunicazione con ii
Comunicazione con
Monitoraggio della fornitori, distributori e enti Previsione
Previsione
generazione
generazione fornitori, distributori e enti di domanda
istituzionali
istituzionali di domanda

Misure
Distribuzione Energy Data Manager
Energy Data Manager

PRA Prezzi Valori Medie
Prezzi PUN
PUN Valori Medie SCADA SCADA Contatori
CRP zonali
zonali locali
locali nazionali
nazionali SCADA SCADA Contatori

Dati di prezzo IPEX Dati atmosferici Misure di Generazione Misure

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;


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• 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 riccardo.bonsignore@mail-bip.com
tel +39 06 454 0161
cell +39 340 897 1843

Roberto Libero

e-mail roberto.libero@mail-bip.com
tel +39 06 454 0161
cell +39 335 776 4952

Salvatore Repici

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