Assessing the impact of future energy policies on electricity markets through econometric modelling: MACSE analysis

This thesis work, carried out in collaboration with the company AFRY, aims to develop a flexible model to assess the impact of future energy policies on the Italian electricity system and market, a context undergoing rapid transformation and characterized by increasing complexity. To this end, econometric models were constructed to relate the outputs of the Day-Ahead Market to the main drivers of the power system, such as generation capacity, electricity demand, and commodity prices (gas and CO2). The analysis was conducted using fixed-effects panel models estimated on a dataset generated through BID3, a deterministic market simulation model developed by AFRY. The resulting statistical relationships were validated and subsequently used to perform an impact assessment of the MACSE mechanism, a policy measure aimed at incentivizing 71 GWh ( with 50 GWh in operation untill 2030) of utility-scale energy storage in Italy. The analysis, projected over a time horizon to 2040, showed that the increased capacity of BESS and Pumped Storage leads on average to a slight increase in the PUN (+1.07 €/MWh), a reduction in equivalent curtailment hours (–21.47% for solar and –15.58% for wind), and a modest increase in welfare (+ € 0.61 billions), which is insufficient to offset the initial public investment. If, however, a broader impact analysis is conducted, taking into account the higher penetration of renewables made economically and technically viable by storage, it emerges that MACSE potentially enables the development of an electricity system characterized by a reduction in the PUN (- 4.75 €/MWh) and a significantly larger increase in welfare (+ € 3.93 billions).

Il presente lavoro di tesi, svolto in collaborazione con la società AFRY, ha l’obiettivo di sviluppare un modello flessibile per valutare l’impatto di future politiche energetiche sul sistema elettrico e sul mercato italiano, realtà in rapida evoluzione e caratterizzata da una crescente complessità. A tal fine, sono stati costruiti modelli econometrici che mettono in relazione gli output del Day-Ahead Market con i principali driver del sistema elettrico, come la capacità di generazione, la domanda elettrica e i prezzi delle commodity (gas e CO2). L’analisi è stata condotta utilizzando modelli panel ad effetti fissi stimati su un dataset generato tramite BID3, un modello deterministico di simulazione del mercato sviluppato da AFRY. Le relazioni statistiche ottenute sono state validate e successivamente impiegate per condurre un’analisi d’impatto sul meccanismo MACSE, una misura di policy finalizzata a incentivare 71 GWh di stoccaggio energetico utility-scale in Italia. L’analisi, proiettata a livello temporale fino al 2040, ha mostrato come la maggiore capacità di BESS e Pumped Storage determini in media un leggero aumento del PUN (+1.07 €/MWh), una riduzione delle ore equivalenti di curtailment (-21.47% per il solare e -15.58% per il wind) e un leggero aumento del welfare (+ € 0.61 miliardi) , che non è tuttavia in grado di compensare l’investimento pubblico a monte. Se tuttavia si svolge un’analisi d’impatto più amplia, che tenga conto anche della maggiore penetrazione di rinnovabili rese economicamente e tecnicamente disponibili dallo storage, si ottiene che il MACSE rende potenzialmente possibile l’evoluzione di un sistema elettrico caratterizzato da una riduzione del PUN (- 4.75 €/MWh) e una crescita del welfare molto più consistente (+ € 3.93 billions).