Dal sistema integrato al sistema
liberalizzato.
- Le regole tecniche di funzionamento di un sistema elettrico
liberalizzato sono identiche a quelle di un sistema integrato.
- I legami fisici tra i diversi attori di un sistema integrato
(produzione, trasmissione, ecc.) sono sostituiti da legami
contrattuali; di conseguenza le regole aumentano in numero
ma soprattutto in complessità (over-regulation e non deregulation).
- I flussi di energia verso i carichi di fatto non cambiano;
cambiano invece i flussi di denaro.
Punti fondamentali della Direttiva
Europea 96/92/CE
– Abolizione di ogni esclusiva per la produzione e per l’importexport
– Apertura di un mercato libero con l’istituzione della categoria dei
clienti idonei
– Diritto di accesso alla rete per tutti i produttori ed i clienti idonei
– Separazione almeno contabile tra le funzioni di produzionetrasmissione-distribuzione nelle aziende verticalmente integrate
Punti fondamentali della Direttiva
Europea 96/92/CE
– Gestione unica ed indipendente delle funzioni di trasmissione e
di dispacciamento in una assegnata area geografica
– Accettazione del monopolio naturale della funzione della
distribuzione ai clienti vincolati per una assegnata area
geografica
– Assenza di ogni vincolo legato alla proprietà per tutti gli
operatori del sistema
Punti fondamentali della Direttiva
Europea 96/92/CE
– La Direttiva prevedeva due modi diversi di accesso alla rete:
– TPA “accesso da parte di terzi” (art. 17)
– SBM “modello ad Acquirente Unico” (art. 18)
– L’idea francese originaria del modello ad “Acquirente Unico”,
che doveva difendere gli interessi dei Clienti liberi, non è stata
accolta dalla UE, però è rimasto il nome
– In Italia l’“Acquirente Unico” definito dal D. lgs. 16-3-99 n°79
non ha nulla a che vedere con la Direttiva; infatti esso deve
difendere gli interessi dei Clienti vincolati
La Direttiva Europea 2003/54/CE
- La Direttiva 2003/54/CE sostituisce ed abroga la
precedente Direttiva 96/92/CE.
- Tra gli aspetti più importanti definiti dalla nuova Direttiva
si ricordano:
- ulteriore apertura del mercato dell’energia elettrica (dal 1
luglio 2007 tutti i clienti sono liberi)
- gli Stati Membri devono definire uno o più Gestori delle
Reti di Distribuzione, con compiti definiti di sviluppo e di
gestione.
Mercati
– Nota introduttiva:
– tutte le operazioni che verranno descritte nel seguito vengono
svolte
– 365 giorni all’anno!!!!
Attori del mercato
– Gestore della rete di trasmissione (OS/TSO)
– Produttori (e Autoproduttori)
– Distributori (con funzioni di gestione delle reti di distribuzione e
di vendita ai clienti vincolati)
– Rivenditori
– Clienti liberi (idonei) e vincolati; i Clienti vincolati non sono
attori del Mercato
– Gestore del Mercato (OM)
Attori del mercato: OS/TSO
– Organismo indipendente soggetto ad obblighi di pubblico
servizio
– Gestisce la rete di trasmissione in modo imparziale e trasparente
mediante procedure note
– Verifica la fattibilità tecnica e l’effettiva attuazione del
dispacciamento, ovvero dei piani di produzione assegnati a
ciascun gruppo in base alle regole del mercato (dispacciamento
di borsa + contratti bilaterali quando presenti)
– In caso di insorgenza di congestioni di rete effettua un
ridispacciamento delle unità di produzione in base a regole
definite
Attori del mercato: OS/TSO
– E’ responsabile della affidabilità e della sicurezza del sistema
nonché della qualità del servizio (regolazioni f/P e tensione, piani
di riaccensione, ecc.)
– Acquista energia, potenza e servizi necessari al funzionamento
della rete recuperando tali costi mediante la tariffa di accesso alla
rete
– E’ responsabile degli adeguamenti della rete di trasmissione
Attori del mercato: produttori
– Gestiscono gruppi di produzione e vendono potenza ed energia in
borsa o tramite contratti bilaterali direttamente a Clienti liberi, a
Distributori (non in Italia, anche se il Decreto sembrerebbe non
escluderlo), all’Acquirente Unico (solo in Italia)
– Stabiliscono giornalmente il programma orario della produzione
per fare fronte agli impegni assunti
– Possono acquistare potenza ed energia da altri Produttori (anche
in Italia)
– Sviluppano il loro parco di produzione in armonia con le
politiche di mercato adottate
Attori del mercato: distributori
– Svolgono due funzioni fondamentali: gestione della rete di
distribuzione e vendita ai Clienti vincolati
– Gestione della rete di distribuzione:
– i Distributori sono obbligati ad allacciare alla propria rete ogni Cliente
vincolato o idoneo (che non abbia contratti sul libero mercato) che ne
faccia richiesta
– i Distributori sono obbligati, salvo vincoli di rete, ad allacciare alla propria
rete i Clienti liberi che acquistano da Rivenditori o da altri Produttori; in
tal caso ricevono una remunerazione (tariffa di accesso) per l’uso della
propria rete (investimento, manutenzione e personale, perdite)
Attori del mercato: distributori
– Vendita ai Clienti vincolati:
– i Distributori svolgono le funzioni di fatturazione, gestione dei contratti
per i clienti, ecc.
– Con il ricavato della vendita di energia ai Clienti acquistano in borsa (o
dall’Acquirente Unico)
Attori del mercato: rivenditori
– I Rivenditori non hanno la disponibilità di mezzi di produzione o
di reti di distribuzione
– Acquistano e/o vendono energia e potenza in borsa o tramite
contratti bilaterali da/a Produttori e Clienti
Attori del mercato: clienti
– Clienti idonei: sono consumatori finali di energia che, in base a
soglie di consumo annuo definite dalle competenti autorità,
possono (in Italia devono) effettuare gli acquisti tramite contratti
bilaterali con Produttori e Rivenditori a prezzi liberamente
concordati o dalle borse a prezzi di borsa; in tal caso essi
diventano Clienti liberi
– Clienti vincolati: sono consumatori finali di energia che, in base
alle soglie di consumo annuo sopra ricordate, non possono
effettuare gli acquisti sul libero mercato ma devono acquistare a
prezzi di tariffe definite dalle competenti autorità; in Italia è in
parte possibile aggirare il problema attraverso l’istituzione di
consorzi
Attori del mercato: gestore del mercato
– L’Operatore di Mercato gestisce una o più borse per la
programmazione a breve termine della produzione:
– Borsa spot giornaliera
– Borsa spot intragiornaliera
– L’Operatore di Mercato può in alcuni casi gestire le offerte alle
borse per i servizi di sistema
Strumenti di mercato
Contratti
– fisici (bilaterali)
– finanziari (per differenza)
– Borse:
– obbligatorie
– facoltative
– In ambedue i casi le modalità di partecipazione si possono avere
aste di tipo single auction o double auction.
Strumenti di mercato: contratti
– Contratti bilaterali fisici: vengono stipulati tra Produttori,
Rivenditori, Clienti liberi sulla base di condizioni liberamente
stabilite tra le parti; essi hanno generalmente durate di medio
periodo (da alcuni mesi ad un anno); a tali contratti
corrispondono quantità fisiche di energia scambiata che devono
essere comunicate giornalmente ora per ora all’OS.
– Contratti finanziari: questi contratti vengono stipulati quando si è
in presenza di borse obbligatorie; anche in questo caso le
condizioni vengono liberamente stabilite tra le parti; essi hanno
generalmente durate di medio periodo (da alcuni mesi ad un
anno); tali contratti costituiscono una sorta di assicurazione sul
prezzo dell’energia ed in quanto tali ad essi non corrispondono
quantità fisiche scambiate.
Strumenti di mercato: borse
– Nei sistemi in cui la presentazione di offerte in borsa è vincolante
per essere ammessi a produrre si parla di mercato a borsa
obbligatoria; in tal caso sono previsti contratti bilaterali per
differenza stipulati tra produttori e clienti.
– Nei sistemi in cui la presentazione di offerte in borsa non è
vincolante per essere ammessi a produrre si parla di mercato a
borsa facoltativa; in tal caso sono previsti contratti bilaterali
fisici stipulati direttamente tra produttori e clienti.
Tipologie di aste
– asta di tipo single auction: in questo tipo di asta le offerte
vengono presentate in modo unilaterale solamente dai produttori;
la formazione del prezzo dell’asta avviene come intersezione tra
le curve di offerta “quantità-prezzo” dei produttori e la previsione
della quantità di energia richiesta dal complesso dei carichi.
– asta di tipo double auction: in questo tipo di asta le offerte
vengono presentate dai produttori sul lato dell’offerta e dai
carichi dal lato della domanda; la formazione del prezzo dell’asta
avviene come intersezione tra le curve di offerta “quantitàprezzo” dei produttori e le curve di richiesta “quantità-prezzo”
dei carichi.
Mercati spot
– L’energia viene offerta dai Produttori ai mercati spot che sono
generalmente (ma non sempre) due:
– mercato spot giornaliero
– mercato spot intragiornaliero
– In tutti e due i mercati, quando presenti, le offerte vengono
effettuate con un congruo anticipo rispetto al momento in cui
l’energia verrà resa fisicamente disponibile.
– Il Gestore della Borsa, una volta chiusa l’asta delle offerte,
determina generalmente ora per ora la quantità dell’energia che
verrà scambiata ed il relativo prezzo che viene chiamato
“unconstrained”, in quanto non tiene conto di eventuali vincoli di
rete (congestioni).
Mercati spot
– Il prezzo in tali Mercati è definito ex ante.
– Il Gestore della Borsa comunica successivamente al Gestore della
rete il dispacciamento economico (orario) determinato dall’asta
per consentire le verifiche di rete.
– In caso di congestioni vengono attuate opportune procedure, che
dipendono dal modello di mercato, per ridispacciare il sistema; i
sovracosti derivanti vengono aggiunti al prezzo “unconstrained”.
Modalità di offerta
– Le offerte dei Produttori nei mercati giornalieri e intragiornalieri
hanno generalmente validità oraria, cioé i Produttori effettuano
un’offerta per ogni ora della giornata seguente.
– In generale le modalità di offerta si distinguono in due tipologie:
– offerte presentate per ogni singolo gruppo;
– offerte presentate per Produttore (Società di produzione).
– Le modalità con le quali vengono presentate le offerte (prezzo
incrementale/quantità, prezzo marginale/quantità, prezzo di
avviamento, ecc.) sono profondamente diverse da mercato a
mercato.
– Generalmente nei mercati anche i Clienti/Distributori possono
presentare offerte di acquisto (domanda flessibile).
Cronologia dei mercati: California
—
—
—
—
—
—
6.00 – 7.00 Per ciascuna ora del giorno successivo, i partecipanti
fanno pervenire al PX le loro offerte; Il PX verifica la validità delle
offerte sia dal punto di vista formale che dei contenuti.
Il PX costruisce ora per ora le curve cumulate di domanda e offerta
e dalla loro intersezione determina l’energia complessivamente
scambiata e il prezzo di scambio, chiamato Unconstrained Market
Clearing Price (UMCP).
Il PX comunica ai vari operatori la quantità di energia che ora per
ora essi dovranno fornire/assorbire.
9.00 Ciascun operatore ottimizza l’utilizzo delle sue singole risorse,
ripartendo tra di esse l’energia che complessivamente egli è
chiamato a scambiare ora per ora.
10.00 Il PX comunica all’ISO le curve di produzione di ciascun
operatore. All’ISO arrivano nel frattempo gli schedules bilanciati
dei vari SC.
L’ISO verifica la presenza di eventuali congestioni di rete
interzonali e, se necessario, avvia la procedura di risoluzione.
Cronologia dei mercati: California
—
—
—
—
11.00 Se non ci sono state congestioni di rete, l’ISO accetta
ufficialmente i piani di produzione dei vari partecipanti.
12.00 I partecipanti vengono informati sulla presenza di congestioni
di rete ed hanno la possibilità di rivedere i loro piani di produzione,
che vengono comunicato all’ISO.
13.00 L’ISO esamina i nuovi piani di produzione e risolve le
eventuali congestioni ancora presenti. Si arriva così al Final Schedule
(FS). L’ISO invia queste informazioni al PX.
13.15 Il PX calcola zona per zona e ora per ora gli Zonal Market
Clearing Prices (ZMCP), applicati a tutte le transazioni del Day Ahed
Market che passano attraverso il PX.
Cronologia dei mercati:
Spagna intragiornaliero
Sessione
1
2
3
4
5
6
Apertura mercato
16.00
21.00
01.00
04.00
08.00
12.00
Chiusura mercato
17.45
21.45
01.45
04.45
08.45
12.45
Analisi congestioni
19:20
23:10
03:10
06:10
10:10
14:10
Pubblicazione PHF
19.35
23.20
03.20
06.20
10.20
14.20
21.0024.00
(28 ore)
01.0024.00
(24 ore)
05.0024.00
(20 ore)
08.0024.00
(17 ore)
12.0024.00
(13 ore)
Orizzonte di
Programmaz.
16.0024.00
(9 ore)
Modalità di offerta: per produttore
produttore 1
produttore 2
energia
prezzo
energia
prezzo
50
40
80
45
100
50
120
55
150
60
150
65
150
70
100
75
produttore 1
produttore 2
80
€/MWh
€/MWh
60
40
20
0
0
100
200
300
MW
400
500
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
100
200
MW
300
400
500
Modalità di offerta: per produttore
offerta di borsa
80
70
60
€/MWh
50
40
30
20
10
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
800
900
1000
MW
definizione prezzo/quantità di borsa
80
70
60
€/MWh
50
40
30
20
10
0
0
100
200
300
400
500
MW
600
700
Modalità di offerta: per produttore
produttore 2
produttore 1
80
€/MWh
€/MWh
60
40
20
0
0
100
200
300
MW
400
500
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
100
200
300
MW
400
500
Modalità di offerta: per gruppo
produttore 1
produttore 2
energia
prezzo
g1
50
40
g2
100
g3
g4
energia
prezzo
g1
80
45
50
g2
120
55
150
60
g3
150
65
150
70
g4
100
75
produttore 1
produttore 2
80
€/MWh
€/MWh
60
40
20
0
0
100
200
MW
300
400
500
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
100
200
MW
300
400
500
Modalità di offerta: per gruppo
offerta di borsa
80
70
60
€/MWh
50
40
30
20
10
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
800
900
1000
MW
definizione prezzo/quantità di borsa
80
70
60
€/MWh
50
40
30
20
10
0
0
100
200
300
400
500
MW
600
700
Prezzi mercato giornaliero
(California)
33000
30.00
31000
25.00
29000
1)
20.00
$/MWh
MW
27000
2)
25000
23000
15.00
10.00
21000
19000
5.00
17000
0.00
15000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23
ore
ore
Prezzi mercato giornaliero
(Spagna)
2)
1)
Zone di mercato
– Quando il dispacciamento dei gruppi di produzione viene
effettuato sulla base dei prezzi di offerta è probabile che alcune
linee del sistema di trasmissione risultino congestionate; tale
fenomeno è da imputarsi più a leggi di mercato che a problemi di
tipo tecnico.
– Le modalità di risoluzione delle congestioni dipendono
ovviamente da come è organizzata la gestione del sistema, ma si
fa sempre comunque ricorso a strumenti di mercato.
Zone di mercato
– Le congestioni si presentano sempre a livello previsionale e
quindi vengono risolte a livello di mercati del giorno prima.
– Le modalità con le quali risolvere il problema dipendono dalla
frequenza con la quale si presenta la congestione:
– se la congestione si presenta di rado, magari in particolari periodi
dell’anno, si effettuano dei ridispacciamenti locali;
– se la congestione è molto frequente si decide di suddividere il sistema in
zone.
Zone di mercato
– Le zone sono quindi aree territoriali più o meno vaste, collegate
da una o più linee, che risultano frequentemente congestionate; le
congestioni rappresentano quindi un problema di tipo strutturale
del sistema elettrico e non possono essere risolte con semplici
ridispacciamenti locali.
– Si passa così ad una suddivisione del mercato unico in più
sottomercati, uno per ogni zona (mercati zonali); a ciascuno di
tali mercati zonali possono partecipare solamente gli operatori
che sono fisicamente presenti nella rispettiva zona.
– Si formerà quindi un prezzo di mercato diverso per ciascuna zona
che si è venuta a creare (prezzi zonali).
Zone di mercato
– Le congestioni che si presentano in una rete vengono risolte con
meccanismi differenti, sulla base della loro natura; in particolare
esse possono essere classificate nel seguente modo:
– Congestioni inter-zonali, ovvero congestioni tra due o più zone;
– Congestioni intra-zonali, ovvero congestioni interne ad una zona.
– Congestioni inter-zonali: questo tipo di congestioni viene risolto
a livello di mercato principale dell’energia con formazione di
prezzi dell’energia diversi da zona a zona.
– Congestioni intra-zonali: questo tipo di congestioni viene risolto
con ridispacciamenti locali effettuati sulla base di offerte
presentate nel mercato denominato “mercato per la risoluzione
delle congestioni”.
Zone di mercato
esempio
Zona 1
Zona 2
200 MW
P= 800 MW
L= 400 MW
P= 750 MW
L= 750 MW
Zone di mercato
esempio: sistema isolato (zona 1)
zona 1
produzione
zona 1
carico
energia
prezzo
energia
prezzo
300
45
150
500
200
50
80
80
150
58
170
40
150
75
zona 1 - sistema isolato
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
200
400
600
800
1000
Zone di mercato
esempio: sistema isolato (zona 2)
zona 2
produzione
zona 2
carico
energia
prezzo
energia
prezzo
200
48
200
500
150
52
380
85
300
60
170
35
100
80
zona 2 - sistema isolato
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
200
400
600
800
1000
Zone di mercato
esempio: prezzo unconstrained
– Il transito sulla linea di collegamento interzonale è pari a 270
MW, superiore al suo limite; si impone quindi il transito pari al
limite di 200 MW e si separa il mercato.
sistema unconstrained
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
500
1000
1500
2000
Zone di mercato
esempio: prezzo zona 1
– La zona 1 è esportatrice; si aggiunge una offerta di acquisto pari
al valore massimo di transito sulla linea senza indicazione di
prezzo.
– Il prezzo di equilibrio è minore o uguale di quello unconstrained e
maggiore o uguale di quello del sistema isolato.
zona 1 - lim ite 200 MW
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
200
400
600
800
1000
Zone di mercato
esempio: prezzo zona 2
– La zona 2 è importatrice; si aggiunge una offerta di vendita pari al
valore massimo di transito sulla linea a prezzo nullo.
– Il prezzo di equilibrio è maggiore o uguale di quello
unconstrained e minore o uguale di quello del sistema isolato.
zona 2 - lim ite 200 MW
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
200
400
600
800
1000
Zone di mercato
esempio: prezzo zona 2
– L’energia nella zona 1 viene scambiata a 50 €/MWh.
– L’energia nella zona 2 viene scambiata a 60 €/MWh.
– La borsa deve successivamente bilanciare i flussi di denaro; infatti
i produttori delle due zone devono ricevere
430*50 + 380*60 = 44.300 €
– mentre i carichi pagano
230*50 + 580*60 = 46.300 €
– La differenza in eccesso (2.000 €) dovrebbe essere incamerata
dall’ISO per gli adeguamenti di rete.
Le zone di mercato in Italia
Prezzi di borsa: Italia 2004.
Pre zzi di me rcato are e Nord e Cnord
[19 M aggio - 7 Giugno 2004]
160,00
140,00
cent. Euro/kWh
120,00
100,00
Nord
80,00
Cnord
60,00
40,00
20,00
0,00
1
26
51
76
101 126 151 176 201 226 251 276 301 326 351 376 401 426 451 476
Ora
Correlazione prezzo-liquidità
[19 Maggio - 7 Giugno 2004]
160,00
cent. Euro/kWh
%
140,00
120,00
Prezzo
zona
CNord
100,00
80,00
Liquidità
60,00
40,00
20,00
0,00
1
19
37
55
73
91 109 127 145 163 181 199 217 235 253 271 289 307 325 343 361 379 397 415 433 451 469
Ora
Il decreto “Bersani” (n°79/99)
Recepisce la direttiva europea 96/92/CE.
Alcuni tra gli aspetti caratterizzanti:
-Assetto dell’ENEL S.p.A
-Contratti bilaterali
-Ruolo del gestore di rete
-Borsa dell’elettricità
-Ruolo dei distributori, importazioni ed esportazioni
-Clienti idonei e vincolati
-Incentivi alle fonti rinnovabili
Le autorità del settore
Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
Garantisce la promozione della concorrenza e dell’efficienza del settore, nonché adeguati
livelli di qualità del servizio in condizioni di economicità e redditività.
Es: Sistema tariffario, definizione oneri, regole di import-export e metodi di perequazione.
www.autorita.energia.it
Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale
Responsabile della gestione in sicurezza del sistema (flussi, dispositivi e sistemi ausiliari)
Es: Regole di dispacciamento, pianificaz. interventi di manutenzione e sviluppo della RTN.
www.grtn.it
Gestore del Mercato
Gestione del mercato a dispacciamento di merito economico
Es: Raccolta e elaborazione offerte, definizione dei prezzi e delle quantità, disciplina del mercato
www.mercatoelettrico.org
Ministero delle Attività Produttive (ex MICA)
Indirizzi generali di politica energetica
www.minindustria.it