Introduzione al modello di mercato
elettrico italiano
Paolo Pelacchi
Il contesto normativo
Il sistema a dispacciamento di merito economico è il punto di arrivo di un
lungo e complesso iter normativo e legislativo. Ecco le tappe salienti:
 Delibera 96/92/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio
“Norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica”
 Decreto legislativo 79/99 “Bersani”
Recepisce la direttiva europea e stabilisce le linee guida
per la liberalizzazione del mercato elettrico italiano
 Delibera 2003/54 del Parlamento Europeo e del Consiglio
“Norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica”, (sost .la 92/96)
 Gestore del Mercato Elettrico – 30 dicembre 2003
“Testo integrato della Disciplina del Mercato Elettrico” (Disciplina + Istruzioni)
 Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale – Gennaio 2009
Regole per il dispacciamento
Autorità per l’Energia Elettrica e il gas
Del. 48/04, 237/04 (Condizioni erogazione dispacciamento) e 348/07
Gli strumenti di mercato
La borsa:
Mercati dell’energia
e dei servizi ausiliari di sistema
La contrattazione
bilaterale:
Contratti fisici
e per differenza
Influenza del prezzo di borsa dell’energia
• Influenza diretta sui clienti che
acquistano in borsa.
• Influenza indiretta sui clienti che
acquistano l’energia con contrattazione bilaterale:
il prezzo pattuito dipende indirettamente dal prezzo medio
risultante dalla borsa!
• Influenza sui clienti sotto maggior tutela:
La componente PE della tariffa di maggior tutela, che
remunera l’energia, varia trimestralmente
in base ai costi sostenuti dall’AU sul mercato
all’ingrosso (borsa+contratti bilaterali)
Fonte: GME
I tre mercati
(Sistema Italia 2004)
MERCATI DELL’ENERGIA
Mercato del Giorno Prima
Definisce ora per ora e con un giorno d’anticipo le energie
che ciascun operatore (produttore o carico) si impegna ad erogare o assorbire
Mercato di Aggiustamento
Permette una parziale correzione degli impegni assunti sul MGP,
alla luce di informazioni o eventi non noti in precedenza.
MERCATO DEL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO
Assicura la presenza di un’adeguata riserva operativa
Definisce i possibili prezzi dell’energia di bilanciamento
Permette la la risoluzione su base economica delle congestioni intrazonali
Generalità sulle offerte
- Le offerte presentate sul mercato elettrico sono riferite a “punti
di offerta”.
- Generalmente con “punti di offerta” si intendono i punti ai quali
sono collegate le unità di produzione/consumo. Rispetto a tali
punti sono comunicati dall’utente del dispacciamento i margini
a salire e a scendere, le quantità oggetto delle offerte di acquisto
e vendita sui mercati dell’energia e quelle relative ai contratti
bilaterali.
Quadro riassuntivo dei mercati
Fonte: GME
Generalità sulle offerte
- Le offerte presentate sul mercato elettrico possono essere dei
seguenti tipi:
- Semplice: costituita da una sola coppia di valori quantità/prezzo
unitario riferita ad un punto di offerta, ad un mercato e ad un
periodo rilevante (offerta presentabile su MGP, MA, MSD)
- Multipla: costituita da una serie di offerte semplici (max 4 coppie
quantità/prezzo unitario) riferite ad un mercato e ad un periodo
rilevante (offerta presentabile su MGP, MA)
- Bilanciata: costituita da offerte di vendita a prezzo nullo ed
offerte di acquisto senza indicazione di prezzo riferita a punti di
offerta appartenenti ad una stessa zona e tale che le rispettive
quantità si equilibrino (offerta presentabile solo su MA)
- Predefinita: costituita da offerte semplici o multiple proposte da
un operatore per ciascuna seduta di MGP nella quale il GME non
riceve offerte dal medesimo operatore.
Tecnica di formazione del prezzo di borsa
- In caso di presenza di congestioni di rete interzonali occorre
stabilire sia il dispacciamento che i prezzi di equilibrio del
mercato nelle diverse zone.
- A tal fine viene definita una funzione di “Benessere di Sistema”
come differenza tra il valore delle offerte di acquisto e quello
delle offerte di vendita autorizzate; di tale funzione deve essere
trovato il massimo.
BS   k PA  c  i PV  g
k k
i i
dove
PAk = prezzo orario del k-esimo gradino di offerta di acquisto
ck = quantità accettata di tale gradino
PVi = prezzo orario dell’i-esimo gradino di offerta di vendita
gi = quantità accettata di tale gradino
Tecnica di formazione del prezzo di borsa
- I vincoli ai quali deve sottostare il problema di ottimo prima
definito sono i seguenti:
0  g i  g max, i ; i
0  ck  cmax, k ; k
z min, j  z j  z max, j ; j
G C
dove
gmax,i
cmax,k
zmin,j zmax,j
zj
G
C
= ampiezza dell’i-esimo gradino dell’offerta di vendita
= ampiezza del k-esimo gradino dell’offerta di acquisto
= limiti di transito della j-esima linea di collegamento interzonale
= flusso di potenza nella linea j-esima di collegamento interzonale
= offerta di vendita totale accettata (somma dei gi)
= offerta di acquisto totale accettata (somma dei ck)
Tecnica di formazione del prezzo di borsa
- In Italia, per quanto riguarda gli acquisti di energia elettrica in
borsa, è previsto un prezzo unico nazionale (PUN). Dal lato
dell’offerta, invece, è previsto un meccanismo di prezzi zonali .
- Di conseguenza la funzione obiettivo prima definita viene
utilizzata per stabilire anche il valore del PUN.
- Per effettuare tale valutazione è necessario aggiungere ai vincoli
prima esposti un ulteriore vincolo che garantisca che tutte le
offerte di acquisto accettate abbiano un prezzo non superiore al
PUN.
Il mercato del giorno prima (MGP)
E’ detto anche mercato principale ed ha come oggetto le contrattazioni di
energia, tramite offerte di vendita e di acquisto, per la definizione dei
programmi previsionali di produzione e consumo.
Si svolge in un’unica sessione, relativa alle 24 ore del giorno successivo alla
chiusura delle contrattazioni.
La sessione si apre nove giorni prima dello scambio effettivo.
Vi partecipano sia l’offerta che la domanda, “facoltativamente”.
OFFERTA:
• i produttori nazionali
• i produttori esteri assegnatari di bande di importazione
• TERNA per l’energia degli impianti CIP6
• l’AU e i grossisti, come rivendita
DOMANDA:
€/MWh
€/MWh
• l’Acquirente Unico
• i clienti idonei
• i produttori, per i ripompaggi
• gli acquirenti esteri assegnatari di bande di esportazione
MW
Offerta semplice di acquisto
MW
€/MWh
€/MWh
Offerta semplice di vendita
MW
MW
Offerta multipla di vendita
Offerta multipla di acquisto
Attualmente: Max 4 gradini nelle offerte multiple
- Le offerte devono essere formalmente valide e tecnicamente
congrue.
- Il GME riceve dal Gestore i dati relativi alle offerte accettate in
MSD ed i flussi di potenza nella rete. Tali dati vengono validati dal
Gestore a livello di punti di immissione/prelievo e corretti con
l’attribuzione delle perdite;
- Le offerte relative all’energia consumata o esportata sono formulate al lordo
delle perdite ad esse imputate
- Le offerte relative all’energia prodotta o importata sono formulate al netto
delle perdite ad esse imputate
Curve cumulate dell’offerta e della domanda
Fonte: GME
Sistema informatico on-line del GME
Incrocio unconstrained di domanda e offerta
Fonte: TERNA
k£/MWh
€/MWh 50
Produzione
(A+B)
A
45
40
35
30
25
20
B
Carico
0
Pa
Pb
50
100
P*
150
200
MW
Riportando all’indietro il prezzo di borsa su ciascuna offerta di
vendita e di acquisto, si definisce l’energia che deve essere erogata
o assorbita da ciascun operatore.
Da un punto di vista teorico, effettuato l’incrocio unconstrained e quindi
definite le iniezioni e i prelievi di potenza su ciascun nodo di rete,
è possibile controllare previsionalmente che il punto di equilibrio
stabilito dal mercato non comporti congestioni di rete.
Infatti TERNA ha
limiti di trasmissione:
definito
varie
zone
geografiche
con
precisi
Fonte: GME
Infine il GME comunica a ciascun operatore i programmi orari
preliminari di immissione e di prelievo di sua competenza.
Per i primi 3 anni, i prezzi zonali valgono solo lato offerta.
Il prezzo d’acquisto è unico a livello nazionale (PUN)*.
I contratti bilaterali sono trasparenti al processo di separazione in zone
dal punto di vista delle energie, ma non dei prezzi:
• le quantità scambiate rimangono invariate a seguito della risoluzione
della congestione;
• il contratto che fa transitare un’energia F su una linea che unisce
due zone aventi prezzi Pa e Pb, deve pagare il corrispettivo di
transito:
F*(Pb-Pa)
* Media pesata sui consumi e non sulle produzioni zonali, in modo da dare ugualmente surplus.
Quadro logico riassuntivo del sistema a prezzi zonali,
con prezzo unico lato consumatori (Fonte GME)
Il mercato di aggiustamento (MA)
Ha per oggetto la contrattazione, tramite offerte di vendita e di
acquisto, delle variazioni di quantità d’energia rispetto a quelle
negoziate su MGP.
Permette a produttori e carichi di modificare i programmi di
immissione e di prelievo definiti nel mercato giornaliero.
Si svolge in un’unica sessione, che ha luogo il giorno
precedente a quello a cui le offerte si riferiscono, alcune ore
dopo la chiusura del MGP.
Il mercato di aggiustamento è aperto a tutti gli operatori
autorizzati a presentare offerte sul MGP.
V
E
N
D
I
T
A
A
C
Q
U
I
S
T
O
• disponibilità dei produttori a vendere energia in più
rispetto a quella del mercato principale
• disponibilità dei clienti a rivendere una quota
dell’energia acquistata sul mercato giornaliero
• richiesta da parte dei clienti di energia in più
rispetto a quella acquistata sul mercato principale
• richiesta dei produttori di riacquistare una quota
dell’energia venduta sul mercato giornaliero
Quantità vendute, acquistate, rivendute e riacquistate
Il settlement (regolazione delle partite economiche) avviene
indipendentemente da quello del mercato principale.
Il prezzo del mercato di aggiustamento si riferisce alle sole
quantità in esso trattate:
Mercato dei Servizi di Dispacciamento
- Serve a:
- verificare in ciascuna ora e in ciascuna zona la presenza di
opportune bande di regolazione (riserva secondaria e terziaria)
per il giorno successivo ed eventualmente modificare gli esiti
di MGP in modo da assicurarle
- verificare l’assenza previsionale di congestioni intrazonali
ed eventualmente modificare gli esiti di MGP così da risolverle
- definire i possibili prezzi dell’energia di bilanciamento
a cui ricorrere in tempo reale per contingenze di parco e di rete
Riserva primaria
E’ un servizio obbligatorio e non retribuito per tutti i gruppi
di produzione connessi alla rete.
Le specifiche tecniche dei regolatori primari e le esenzioni
dall’obbligo sono riportate sulle Regole di Dispacciamento
emanate da TERNA:
• esenzione per gruppi con Pnom < 10 MVA
• esenzione per gruppi da fonti rinn.non programmabili (sole, vento)
• banda di regolazione primaria non inferiore all’1.5% della Pnom
• capacità di erogazione entro tempi prestabiliti
L’energia effettivamente erogata in servizio di regolaz. primaria
viene pagata al normale prezzo del mercato principale.
Offerte su MSD
Sono obbligatorie PER TUTTI I GRUPPI AL DI SOPRA DI
10 MVA, per la potenza (rotante o meno) non venduta sui
mercati dell’energia. (*)
Sono del tipo Quantità (MWh) - Prezzo (€/MWh).
Il mercato si svolge ogni pomeriggio per le 24 h del giorno
successivo.
Si tratta di offrire la propria disponibilità a variare i piani di
immissione e prelievo stabiliti da MGP e MA, in modo da:
- assicurare su base previsionale la presenza di opportune bande
di regolazione secondaria
- risolvere su base previsionale le congestioni intrazonali
eventualmente presenti al termine dei mercati dell’energia
- risolvere in tempo reale le contingenze di sistema (guasti su
generatori o rete di trasporto, carico imprevisto, …)
(*) Offerte facoltative da parte dei carichi (a gradini di 10 MW).
Offerte di vendita (movimentazione a salire)
• disponibilità dei produttori ad aumentare la produzione prevista,
vendendola ad un prezzo P+
• disponibilità dei carichi a diminuire l’assorbimento previsto,
rivendendo ad un prezzo P+ l’energia già acquistata
Offerte di acquisto (movimentazione a scendere)
• disponibilità dei produttori a ridurre la produzione prevista,
riacquistando l’energia ad un prezzo P• disponibilità dei carichi ad aumentare l’assorbimento previsto,
pagando ad un prezzo P- l’energia in più
Riserva secondaria e terziaria
L’assegnazione è gestita direttamente da TERNA nell’ambito
del MSD.
In base agli esiti di MGP+MA e alle caratteristiche tecniche
dei gruppi previsti in funzionamento, TERNA valuta per ciascuna
ora del giorno successivo se le bande di regolazione secondaria e
terziaria (a salire e a scendere) disponibili in ogni zona sono
sufficienti.
Se non lo sono, ridispaccia il sistema a minimo costo usando
le offerte quantità-prezzo pervenute su MSD: riduce la produzione di
certi gruppi in giri (facendosi ridare P-) per rendere disponibili le bande e ne
avvia altri (pagandoli P+).
Il pagamento è pay as bid e solo in caso di movimentazione.
Si origina un onere da ripartire uniformemente fra tutti i carichi.
Si noti che:
La riserva secondaria e terziaria (intese come disponibilità) non
vengono pagate!
In effetti si pagano solo le movimentazioni necessarie a rendere
disponibili su base previsionale le semibande richieste da
TERNA.
L’energia effettivamente erogata in tempo reale in servizio di
regolazione II (su comando del regolatore secondario) viene
pagata al normale prezzo del mercato principale.
L’energia effettivamente erogata su chiamata in servizio di
regolazione III viene pagata pay as bid al prezzo offerto su MSD.
Ricostituzione dei margini di riserva sul MSD
Fonte: TERNA
Risoluzione delle congestioni intrazonali
Avviene su base previsionale (il giorno prima della consegna
dell’energia).
L’accettazione, la selezione e l’impiego delle offerte per la
risoluzione delle congestioni vengono gestite da TERNA
nell’ambito del MSD, secondo le liste di merito a salire e a
scendere definite dalle offerte.
Semplificando, l’algoritmo utilizzato ridispaccia a minimo
costo, abbassando opportunamente la produzione di certi gruppi
e aumentando della stessa quantità quella di altri, in modo da
eliminare i sovraccarichi sulle linee di trasporto.
Movimentando i gruppi e saldando i conti in maniera pay as bid,
si origina un onere da ripartire uniformemente fra tutti i carichi
di quell’ora.
Bilanciamento in tempo reale
E’ necessario a seguito di:
• guasti sui generatori
• mancato rispetto dei programmi di produzione e consumo
• guasti sul sistema di trasporto
Avviene a minimo costo attivando pay as bid le offerte
presentate su MSD, con priorità:
• di tempi di intervento
• di costo
• di zona
Si origina un onere ex-post da imputare a chi non ha rispettato i
piani di produzione e consumo definiti dai mercati(*).
(*) Vedi articoli 40 e 41 Del.111/06 (sbilanc.di punto di dispacciamento zonale).
Tutti i costi MSD ex-ante + quelli ex-post eventualm. non recuperati da art 40 e 41
vengono addebitati uniformemente mese per mese a TUTTI i clienti nazionali come art.44.
Gestione dei contratti bilaterali
- Ai fini della loro esecuzione fisica i contratti bilaterali devono
essere registrati presso il Gestore di rete.
- I soggetti responsabili di tali contratti comunicano quindi i
programmi di immissione e prelievo in esecuzione di tali
contratti.
- La comunicazione dei programmi deve essere effettuata con
almeno 3 ore di anticipo sul termine previsto per la
presentazione delle offerte su MGP.
- In ciascuna ora i programmi di prelievo comunicati
dall’operatore acquirente devono essere uguali a quelli
comunicati dall’operatore cedente.
Gestione dei contratti bilaterali
- E’ facoltà dell’operatore di mercato acquirente effettuare lo
“sbilanciamento a programma” che consente all’operatore stesso
di rivendere su MGP l’eccesso di energia, rispetto al proprio
fabbisogno, acquistata tramite un contratto bilaterale.
- Nell’ambito degli scambi di energia elettrica che avvengono al
di fuori della borsa è stata attivata una Piattaforma informatica
di Aggiustamento Bilaterale (PAB) che consente, ai soli
consumatori, di scambiare energia ed “aggiustare” gli impegni
derivanti da contratti bilaterali o da acquisti sul mercato
elettrico.
- La seduta della PAB si apre alle 8:00 del trentesimo giorno
precedente il giorno di consegna e si chiude alle 14:30 del
giorno precedente a quello di consegna.
- Possono iscriversi alla PAB tutti gli utenti in prelievo.
Quadro riassuntivo della tempistica dei mercati
Fonte: GME