AleaSoft Energy Forecasting, 4 marzo 2026. L’evoluzione dei mercati elettrici non si riflette solo nei prezzi orari, ma anche nelle dinamiche interne della programmazione delle unità di generazione. In un contesto caratterizzato da maggiore volatilità, crescente penetrazione delle energie rinnovabili e continui adeguamenti tra i mercati, la differenza tra il Programma Giornaliero Provvisorio (PDVP) e il Programma Orario Finale Continuo (PHFC) diventa un indicatore rilevante del comportamento strategico. L’analisi dei dati relativi al periodo 2023-2025 per un impianto di generazione termosolare consente di osservare come la programmazione iniziale del mercato giornaliero si evolve dopo la negoziazione infragiornaliera, rivelando modelli di adeguamento che forniscono informazioni preziose sulla flessibilità operativa e l’ottimizzazione economica.
Nell’analisi del mercato elettrico l’attenzione è solitamente focalizzata sui prezzi e sulla produzione effettiva, ma esiste un altro aspetto altrettanto rivelatore: l’evoluzione della programmazione tra il Programma Giornaliero Provvisorio (PDVP) e il Programma Orario Finale Continuo (PHFC). Al di là di un confronto puramente numerico, il contrasto tra i due programmi permette di osservare come un impianto di produzione adegui la propria posizione in base al mercato giornaliero e come utilizzi i mercati infragiornalieri come strumento di ottimizzazione in un contesto sempre più dinamico.
Il PDVP è la programmazione risultante dal mercato giornaliero una volta effettuata la compensazione delle offerte, incorporati i contratti bilaterali e risolte le prime restrizioni tecniche da parte dell’operatore del sistema. Costituisce il riferimento operativo successivo al mercato giornaliero e riflette l’energia programmata prima della negoziazione dei mercati infragiornalieri. Non si tratta della produzione effettiva né della liquidazione definitiva, ma della prima programmazione fattibile della giornata dal punto di vista del mercato e dell’operazione iniziale.
Il PHFC è la programmazione risultante dalle aste infragiornaliere e dalla negoziazione sul mercato infragiornaliero continuo. Rappresenta l’ultima programmazione di mercato prima dei servizi di regolazione e dell’operazione in tempo reale. Non equivale alla produzione effettiva, ma costituisce la posizione finale consolidata dopo l’intero processo di negoziazione sui mercati all’ingrosso.
Il confronto tra i due programmi consente di andare oltre il prezzo marginale e di aprire una finestra complementare sul funzionamento del sistema. L’analisi della loro differenza consente di comprendere come vengono adeguate le posizioni prima dell’operazione effettiva, identificare modelli stagionali di ottimizzazione e quantificare l’intensità con cui viene utilizzato il mercato intraday. In definitiva, fornisce una misura indiretta ma solida del comportamento strategico del mercato e dell’effettiva flessibilità operativa.
Il segnale strutturale del profilo orario e la sua stagionalità
Nella parte superiore dell’immagine è riportata, per ogni ora del giorno, la distribuzione oraria dell’energia programmata dell’impianto solare termico, espressa in percentuale del totale annuale in PDVP e PHFC, disaggregata per trimestri per il periodo 2023-2025. I risultati mostrano che la struttura oraria del PHFC non è una replica esatta del PDVP. Sebbene condividano una base comune, si osservano spostamenti sistematici di partecipazione tra determinate fasce orarie che si ripetono nel corso degli anni inclusi nell’analisi. In alcuni trimestri, le ore centrali e pomeridiane vengono rafforzate nel programma finale, in associazione a processi di riprogrammazione infragiornaliera motivati dall’aggiornamento delle condizioni operative e delle risorse disponibili.
La produzione di energia da un impianto solare termico dipende principalmente dalla disponibilità di risorse solari e questo è il modello principale che si osserva sia nell’arco della giornata che nell’arco dell’anno. Tuttavia, le centrali solari termiche hanno una certa capacità di accumulo termico e tale capacità rappresenta un vantaggio in quanto consente di gestire strategicamente tale riserva.
Fonte: Elaborato da AleaSoft utilizzando dati forniti da OMIE.Modifiche e adeguamenti tra PDVP e PHFC
L’analisi delle differenze nella parte inferiore dell’immagine, in punti percentuali e valori relativi, mostra un andamento molto più definito di quanto possa sembrare a prima vista.
I cambiamenti più importanti si concentrano nel primo e nell’ultimo trimestre di ogni anno. In molti di questi periodi l’adeguamento relativo supera il 40% e raggiunge persino valori vicini all’80% in determinate ore. Questo livello di riconfigurazione implica che una parte molto significativa del programma inizialmente abbinato nel mercato giornaliero viene successivamente rivista nell’intraday. Non si tratta di piccoli ritocchi marginali, ma di una sostanziale riorganizzazione del profilo orario.
Al contrario, nel secondo e terzo trimestre dell’anno la variazione relativa tende ad essere più moderata e stabile. Sebbene continuino ad esserci adeguamenti rilevanti, l’intensità media è inferiore a quella osservata in inverno e nella parte finale dell’anno. Questo comportamento è coerente con la natura stessa della risorsa solare termica. Nei trimestri centrali dell’anno, caratterizzati da una maggiore irradiazione e da una maggiore stabilità meteorologica, la prevedibilità della risorsa è più elevata e la programmazione definita nel mercato giornaliero richiede meno correzioni successive. Al contrario, nel primo e nel quarto trimestre la minore disponibilità solare, la maggiore variabilità atmosferica e la riduzione delle ore di luce aumentano l’incertezza operativa. In questo contesto, i mercati intraday assumono un ruolo più attivo come strumento di adeguamento e ottimizzazione, il che si traduce in percentuali di modifica molto più pronunciate. Il confronto tra PDVP e PHFC rivela non solo differenze tecniche di programmazione, ma anche l’adattamento strategico alla stagionalità della risorsa e al grado di incertezza associato a ciascun periodo dell’anno.
Prospettive dei mercati energetici in Europa. Primavera 2026
Il 64° webinar mensile organizzato da AleaSoft Energy Forecasting si terrà il 12 marzo 2026 alle ore 12:00 CET e sarà dedicato all’analisi dei recenti sviluppi dei mercati energetici europei, alle loro prospettive per la primavera e ai principali eventi che influenzeranno il settore nel corso del 2026. Durante la sessione saranno esaminati i cambiamenti normativi più rilevanti, nonché il ruolo sempre più decisivo dello stoccaggio di energia e dei mercati di capacità in un sistema elettrico caratterizzato da una maggiore penetrazione delle energie rinnovabili e da una crescente volatilità dei prezzi. In questo contesto, AleaStorage presenterà le sue soluzioni avanzate di ottimizzazione, analisi dei ricavi e strutturazione di progetti di stoccaggio e sistemi ibridi con energie rinnovabili, orientate a massimizzare il valore e la redditività degli asset.
L’evento vedrà nuovamente la partecipazione di esperti di EY, che condivideranno la loro esperienza in materia di regolamentazione, finanziamento di progetti rinnovabili e di stoccaggio, accordi PPA, autoconsumo e valutazione di asset e portafogli energetici, integrando così l’analisi di mercato di AleaSoft. Il webinar si consolida come un forum di riferimento per comprendere le tendenze che stanno trasformando i mercati energetici europei e il crescente valore strategico della flessibilità all’interno del sistema elettrico.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.
