Il mercato del giorno prima dell’energia

Il MGP si compone di una serie di sessioni di mercato, ossia di un insieme di attività finalizzate al ricevimento ed alla gestione delle offerte, nonché alla determinazione dell’esito del mercato. Nell’ambito di ogni sessione è fissato un intervallo di tempo per la ricezione delle offerte: tale intervallo prende il nome di seduta.

Gli operatori partecipano al mercato presentando offerte di acquisto o vendita.

Le offerte sono costituite da coppie di quantità e di prezzo unitario di energia elettrica (MWh; €/MWh) ed esprimono la disponibilità a vendere (o comprare) una quantità di energia non superiore a quella specificata nell’offerta ad un prezzo non inferiore (o non superiore) a quello specificato nell’offerta stessa.

Il prezzo e le quantità non devono essere negativi e le offerte di acquisto possono anche non specificare alcun prezzo di acquisto (tranne che per MSD), esprimendo in tal caso la disponibilità dell’operatore ad acquistare energia a qualunque prezzo. Le offerte sono riferite ai “punti di offerta” (ossia alle unità fisiche di produzione e di consumo) ed a singole ore: ciò significa che, per ogni giorno e per ogni punto di offerta, possono essere presentate al massimo 24 offerte e che ciascuna di esse è indipendente dalle altre.

Le offerte possono essere:

 Semplici e cioè costituite da una coppia di valori che indicano la quantità di energia offerta sul mercato da un operatore ed il relativo prezzo per un determinato periodo rilevante;

 Multiple, e cioè costituite dal frazionamento di una quantità complessiva offerta sul mercato dallo stesso operatore per lo stesso periodo rilevante per la stessa unità di produzione e stesso punto di prelievo;

 Predefinite, e cioè costituite da offerte semplici o multiple che giornalmente vengono proposte al GME.

In maggior dettaglio, le offerte su MGP e, come vedremo, anche sugli altri mercati, riportano almeno le seguenti indicazioni:

 il codice di identificazione dell’operatore che presenta l’offerta;

 il codice di identificazione del mercato e della seduta del mercato in cui l’offerta è presentata;

 il codice di identificazione del punto di offerta a cui l’offerta è riferita;

 il periodo rilevante cui l’offerta si riferisce;

 la tipologia dell’offerta (acquisto/vendita);

 l’eventuale indicazione di offerta predefinita;

 la quantità offerta;

 il prezzo unitario relativo alla quantità offerta.

Ai fini del mercato le unità di misura utilizzate sono le seguenti:

 l’unità di misura dell’energia elettrica è il MWh, con specificazione di tre decimali;

 l’unità di misura monetaria è l’Euro, con specificazione di due decimali;

 l’unità di misura dei prezzi unitari dell’energia elettrica è l’Euro/MWh, con specificazione di due decimali.

Possono partecipare al mercato, i soggetti che hanno concluso con il GME l’iter di ammissione.

Come detto, le offerte di vendita esprimono la disponibilità del produttore a vendere una quantità di energia minore o uguale a quella indicata nell’offerta ad un prezzo unitario maggiore o uguale a quello indicato nell’offerta stessa. Ciascun operatore può presentare offerte multiple di vendita.

Per ogni ora le offerte di vendita preliminarmente accettate, costituite da coppie di valori (quantità, prezzo unitario), sono aggregate dal GME in una curva di offerta. Tale

curva è ottenuta cumulando, sul piano (MWh; Euro/MWh), le offerte di vendita ordinate per prezzo unitario non decrescente, a partire da quelle con prezzo unitario nullo.

All’interno di ciascuna classe, si individua un’ulteriore ordine di priorità per le offerte in base all’orario di ricezione delle stesse da parte del GME.

In tabella I.1 sono riportate, a titolo di esempio, dieci offerte di vendita da parte di diverse unità produttive.

A parità di prezzo, sono prioritarie le offerte con indice numerico inferiore (P1 >

P2 > P3 e così via). In particolare, le offerte P3 e P8 sono offerte multiple, espresse sotto forma di successione di offerte semplici.

Ad esempio, il produttore P3 offre 120 MWh a 10 Euro/MWh, 40 MWh a 20 Euro/MWh, ulteriori 40 MWh a 35 Euro/MWh e così via.

I dati della figura I.6 mostrano l’ordine di merito tra le offerte di vendita presentate e le quantità di offerta aggregate.

Tabella I.1: Offerte di vendita (MWh, Euro/MWh).

Figura I.6: Ordine di merito economico e Curva aggregata delle offerte di vendita.

P1 0 50

P2 20 100

10 120

20 40

35 40

60 40

100 40

P4 35 150

P5 70 120

P6 100 400

P7 125 450

10 50

45 200

95 140

140 60

180 50

P9 165 220

P10 175 500

Prezzo offerta (Euro/MWh)

Quantita' offerta (MWh) Produttore

Offerte di vendita

P3

P8

Le offerte di acquisto (Tabella I.2) in tale tipologia di mercato esprimono la disponibilità dell’acquirente a comprare una quantità di energia minore o ugualle a quella indicata nell’offerta ad un prezzo unitario minore o uguale a quello di offerta, laddove indicato. Ciascun operatore può presentare offerte multiple di acquisto relative allo stesso punto di prelievo o punto di interconnessione con l’estero.

Analogamente a quelle di vendita, le offerte di acquisto preliminarmente accettate per ogni ora sono aggregate dal GME in una curva di domanda (Fig. I.7). Tale curva è ottenuta cumulando, sempre sul piano (MWh; Euro/MWh), le offerte di acquisto ordinate per prezzo unitario non crescente, a partire da quelle prive di indicazione di prezzo.

Tabella I.2: Offerte di acquisto (MWh, Euro/MWh)

Figura I.7: Curva aggregata delle offerte di acquisto.

Per ogni periodo rilevante, il GME provvede a determinare la quantità totale e il prezzo di scambio dell’energia contrattata attraverso l’intersezione tra le curve aggregate di offerta e di domanda.

E’ importante notare che nel mercato del giorno prima le offerte di acquisto possono essere selezionate solo per l’intera quantità richiesta o anche parzialmente (come accade attualmente in Italia), mentre le offerte di vendita possono essere selezionate solo parzialmente.

Curve di offerta di acquisto e curva aggregata

0

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000

MWh

Nel caso in cui le offerte di acquisto sono accettate anche parzialmente (cosa che accade attualmente in Italia), il punto di equilibrio si determina molto semplicemente dalla intersezione delle due curve senza necessità di scartare alcuna offerta di acquisto.

Nell’esempio considerato, l’equilibrio del mercato è raggiunto in corrispondenza del punto [1490 MWh; 100 Euro/MWh] (figura I.8). Il prezzo di equilibrio del mercato (PM) è fissato dall’offerta del produttore P6, l’ultima accettata, in corrispondenza della quale si verifica l’intersezione delle due curve aggregate. La quantità di equilibrio (QM) è invece individuata dall’offerta dell’acquirente A5. In particolare, l’offerta dell’acquirente A5 è frazionata e viene rifiutata la quantità presente nell’offerta A5 che non può essere soddisfatta a 100 Euro/MWh.

Nel caso in cui l’intersezione delle curve cumulate di offerta e di domanda non consenta la selezione completa dell’offerta di vendita con priorità minima tra quelle accettate, la quantità in eccesso viene ripartita su tutte le offerte di vendita preliminarmente accettate, in proporzione alla dimensione delle singole offerte.

Figura I.8: Incontro domanda-offerta.

Il programma orario nazionale preliminare di immissione e prelievo viene, poi, sottoposto ad un primo controllo di compatibilità tecnica, per verificare che l’entità di nessun transito di energia tra zone limitrofe (definite in via preliminare dall’organismo tecnico) sia superiore al limite ammesso.

Si effettua un dispacciamento diverso da quello stabilito dall’incontro domanda/offerta, che comporta costi aggiuntivi. Il metodo utilizzato si basa su una tecnica di tipo zonale (Fig. I.9), applicata quando si riescono ad identificare linee che presentano un’elevata probabilità di congestione ed interconnettono aree ben distinte (dette zone) all’interno delle quali le congestioni sono poco probabili. Il problema si risolve determinando per ogni zona un punto di equilibrio diverso. A seguito di tale procedura l’energia risulterà meno costosa nelle zone con surplus di produzione e più costosa in quelle con deficit.

Nel caso in cui almeno un transito sia superiore al limite e quindi si abbiano problemi di congestione di rete, si procede alla separazione del mercato in due o più

zone per ognuna delle quali si considerano come offerte di vendita e di acquisto quelle riferite a punti di immissione e prelievo appartenenti alla zona in esame (Fig. I.10).

In pratica, con la divisione in zone si vanno a determinare gli equilibri indipendenti di ogni singola zona imponendo che l’energia importata o esportata da ciascuna zona sia pari alla capacità limite di trasporto in sicurezza. Per le zone importatrici da zone limitrofe, l’importazione massima viene considerata equivalente ad offerta di vendita a prezzo nullo e, per le zone esportatrici verso zone limitrofe, l’esportazione massima equivalente ad offerta di acquisto senza indicazione di prezzo.

Il processo di segregazione in zone di mercato si conclude quando tutti i transiti di energia sono minori o uguali ai valori ammessi e quando in ogni zona è garantito l’equilibrio tra domanda e offerta (Fig. I.10).

Figura I.9: Separazione del mercato in zone.

Figura I.10: Esempio di separazione del mercato in zone.

Vincoli

Il “clearing price” della zona (o zone) che importa energia risulterà più alto di quello applicato alla zona (o zone) che esporta energia.

Infatti, nelle zone con eccesso di importazione il prezzo aumenta poiché saranno chiamati a produrre impianti precedentemente esclusi, mentre nelle zone con eccesso di esportazione diminuisce a seguito dell’esclusione di alcuni impianti preliminarmente selezionati.

Poiché ai produttori della zona esportatrice è riconosciuto il prezzo di mercato della propria zona ed i consumatori della zona importatrice pagano un prezzo di mercato più alto, si determina un ammontare orario pari al prodotto della differenza tra i due prezzi per la quantità di energia scambiata; tale ammontare orario viene versato al gestore della rete di trasmissione a titolo di maggiorazione del corrispettivo di trasmissione.

Figura I.11: Effetto della separazione in zone (dati su base oraria).

E’, però, fondamentale osservare che l’applicazione “asettica” del criterio del mercato zonale, comporterebbe una disparità di trattamento nei riguardi dei clienti appartenenti a zone differenti, che acquisterebbero energia a prezzi differenti (nel caso della fig. I.8 i clienti della zona B pagherebbero 20 euro in più dei clienti della zona A).

Per superare tale problema in Italia è stato introdotto il Prezzo Unico Nazionale (PUN), che è quello che viene pagato da tutti i clienti dopo il mercato zonale (e, quindi, sia da quelli della zona A che da quelli della zona B); tale prezzo è dato da una media pesata dei prezzi di equilibrio in uscita dal mercato zonale (nel nostro esempio 100 e 80 euro), in cui i coefficienti peso sono rappresentati dalle energie delle rispettive zone.