Analysis of power system evolution through electricity market simulation: a case study in Italy for 2030

In this study, a zonal energy scenario for 2030 and a simulation model of the Day-Ahead Market are developed, with the aim of analyzing the systemic impact of a fleet of storage systems. The model integrates the zonal demand and generation profiles for 2030, reconstructed according to the Italian NECP targets and the “Aree idonee” decree, the supply curves of thermoelectric fleets, the transmission capacity between the zones, and the contribution of BESS and pure pumped-storage plants. The methodology is based on a two-stage GAMS simulation that solves the day-ahead market before and after the actions of storage, whose dispatching is characterized by a simplified price-driven logic and inelastic purchase and sale offers. The pre-storage results show a geographical gradient: the northern zones present above-average clearing prices and below-average volatility compared to the southern and insular ones. With the activation of storage, the average volatility decreases in all zones and the weighted average energy price slightly increases everywhere. The overgeneration of the total system is almost completely recovered with a residual share of 0.55 TWh. The BESS fleet shows an average of 303 equivalent cycles per year, with a total throughput greater than 40 TWh. The analysis of inter-zonal flows confirms the role of the southern and insular zones as exporters and of CSUD and CNORD as importers, while the NORD area assumes an intermediate behavior influenced by seasonality. The study takes the form of a systemic what-if analysis, aimed at highlighting the potential effects of the future integration of BESS fleets into the Italian electricity system.

In questo studio vengono sviluppati uno scenario energetico al 2030 e un modello di simulazione zonale del Mercato del Giorno Prima, con l’obiettivo di analizzare l’impatto sistemico di una flotta di sistemi di accumulo. Il modello integra i profili di domanda e generazione zonali al 2030, ricostruiti sulla base degli obiettivi del PNIEC e del decreto “Aree Idonee”, le curve di offerta delle flotte termoelettriche, la capacità di trasmissione tra le zone e il contributo dei BESS e degli impianti a pompaggio puro. La metodologia si basa su una simulazione GAMS in due stadi che risolve l’MGP prima e dopo le azioni dello storage, il cui dispacciamento è caratterizzato da una logica semplificata di tipo price-driven e offerte di acquisto e vendita inelastiche. I risultati pre-storage mostrano un gradiente geografico: le zone settentrionali presentano prezzi medi di clearing più elevati e una volatilità media inferiore rispetto alle zone meridionali e insulari. Con l’attivazione dello storage, la volatilità media si riduce in tutte le zone e il prezzo medio ponderato dell’energia cresce ovunque. L’over-generation risulta quasi completamente recuperata con una quota residua di 0,55 TWh. La flotta di BESS mostra un utilizzo medio di 303 cicli annui, con un throughput complessivo superiore a 40 TWh. L’analisi dei flussi interzonali conferma il ruolo delle zone meridionali e insulari come esportatrici e di CSUD e CNORD come importatrici, mentre l’area NORD assume un comportamento intermedio e influenzato dalla stagionalità. Lo studio si configura come un’analisi sistemica di tipo what-if, finalizzata ad evidenziare i potenziali effetti della futura integrazione delle flotte BESS nel sistema elettrico italiano.