Electricity market data analysis for italian pumped-storage hydropower stations

Pumped-Storage Hydropower (PSH) plants are a key source of flexibility in electricity systems with rising shares of variable renewable energy, as they arbitrage prices across markets and provide balancing and ancillary services. In Italy, their role is being reshaped by compressed peak-off-peak spreads, rapid wind and solar deployment, and forthcoming market-design changes such as the 2025 TIDE framework with 15-minute imbalance settlement periods and modified zonal settlement rules. Against this backdrop, the study analyses how Italian PSH plants schedule pumping and generation across the day-ahead (MGP), intra-day (MI/XBID) and balancing/ancillary services markets over 2004–2024, and how these choices affect profitability and system value. Unit-level GME data are assembled into a harmonised dataset for the national PSH fleet (>10 MW), from which a consistent plant list, technical descriptors (configurations, unit types, unit ratings) and approximate aggregate capabilities (6.4 GW pumping, 7.3 GW generating, 53 GWh storage) are derived. On this basis, a Cumulative Net Exchange (CNE) energy indicator is introduced to trace each plant’s net buy/sell position over time, together with a state-and-transition energetic model linking accepted bids and offers to physical operating states under controlled error bounds, and a simple arbitrage rule that defines the price dead-band once round-trip efficiency and variable/fixed costs are accounted for. Five representative plants (Edolo, Entracque, Presenzano, Anapo, Taloro) are examined in detail to explain switching behaviour (pumping ↔ generation ↔ inactivity), allocation across market venues and the trade-off between energy arbitrage and system services. Results highlight structurally tighter spreads, growing reliance on balancing and redispatch, and marked zonal asymmetries between a North-skewed PSH fleet and faster renewable growth in Southern zones, while confirming the central role of PSH in absorbing surplus energy and stabilising prices and frequency whenever very low or negative prices or scarce system services occur.

Le centrali idroelettriche di pompaggio (PSH) rappresentano una fonte chiave di flessibilità nei sistemi elettrici caratterizzati da quote crescenti di fonti rinnovabili non programmabili, in quanto svolgono arbitraggio sui prezzi tra i diversi mercati e forniscono servizi di bilanciamento e servizi ancillari. In Italia, il loro ruolo è in fase di ridefinizione a causa della compressione dei differenziali picco–fuori picco, della rapida diffusione di eolico e fotovoltaico e dei cambiamenti di disegno di mercato previsti con il framework TIDE dal 2025, che introduce periodi di saldo a 15 minuti e regole di valorizzazione zonale modificate. In questo contesto, lo studio analizza come le centrali PSH italiane programmano pompaggio e generazione sul Mercato del Giorno Prima (MGP), mercati infragiornalieri (MI/XBID) e mercati di bilanciamento/servizi ancillari nel periodo 2004–2024, e come tali scelte influenzino la profittabilità degli impianti e il loro valore per il sistema. I dati di mercato di GME sono ricostruiti e armonizzati a livello di unità per l’intero parco PSH nazionale (>10 MW), ottenendo un elenco coerente di impianti, descrittori tecnici (configurazioni, tipologie di unità, potenze di pompe/turbine) e stime delle capacità aggregate (6,4 GW in pompaggio, 7,3 GW in generazione, 53 GWh di energia). Su questa base vengono introdotti un indicatore di Cumulative Net Exchange (CNE) per tracciare nel tempo la posizione netta acquisto/vendita di ciascun impianto, un modello energetico a stati e transizioni che collega offerte ed accettazioni di mercato agli stati fisici di funzionamento con margini di errore controllati, e una regola semplificata di arbitraggio che definisce la “dead-band” di prezzo tenendo conto del rendimento di ciclo e dei costi fissi/variabili. Cinque impianti rappresentativi (Edolo, Entracque, Presenzano, Anapo, Taloro) sono analizzati in dettaglio per spiegare il comportamento di switching(pompaggio ↔ generazione ↔ inattività), l’allocazione tra le diverse sedi di mercato e il compromesso tra arbitraggio energetico e servizi di sistema. I risultati evidenziano una compressione strutturale dei differenziali picco–fuori picco, una crescente dipendenza da servizi di bilanciamento e redispatch e marcate asimmetrie zonali tra un parco PSH concentrato al Nord e una crescita più rapida delle rinnovabili nel Centro-Sud e nelle isole, confermando al tempo stesso il ruolo centrale delle PSH nell’assorbire surplus di produzione e nel contribuire alla stabilizzazione di prezzi e frequenza in presenza di prezzi molto bassi o negativi e di servizi di sistema limitati.