Il Mercato del Giorno Prima(MGP)

Il MGP `e organizzato come un’asta non discriminatoria. Tale meccanismo prevede che il GME riceva le offerte di acquisto e vendita, costruisca una curva di offerta aggregata e una curva di domanda aggregata per ciascuna ora, ordinando le offerte di vendita e di acquisto in base al merito economico, ed individui l’equilibrio di mercato nel punto di incontro tra tali curve. Il GME, quindi, gestisce le offerte di acquisto e di vendita con la finalit`a di definire il programma di produzione che minimizzi il costo complessivo di copertura della domanda. La seduta del Mercato del Giorno Prima apre alle ore 08:00 del nono giorno precedente a quello di delivery, e chiude alle ore 09:00 del giorno precedente. Prima della chiusura della seduta, e quindi il calcolo di prezzi e quantit`a di equilibrio, il GME provvede a fornire ai partecipanti al mercato alcune informazioni come, ad esempio, la capacit`a massima di trasmissione tra zone contingenti per ogni ora e ogni coppia di zone e il prezzo convenzionale di riferimento (ovvero il prezzo che il GME applica alle offerte non vincolate da un prezzo massimo, utilizzato per il calcolo della disponibilit`a delle fidejussioni di ciascun operatore di mercato). Al termine della sessione di mercato, il GME attiva un algoritmo per la determinazione dell’equilibrio sul MGP, che tiene in considerazione i vincoli di trasporto strutturali della rete di trasmissione nazionale, individuata da Terna (figura2.4). Se i flussi di rete derivanti dai programmi non violano alcun limite di transito, il prezzo di equilibrio che si viene a formare sul mercato `e unico per tutte le zone : le domande e le offerte accettate sono quelle aventi un prezzo di acquisto non maggiore del prezzo unico nazionale ed un prezzo di vendita non minore del prezzo unico nazionale. Se, invece, almeno un limite risulta violato, il mercato si separa in ’zone’, per ciascuna delle quali viene costituita una curva di offerta e una di domanda aggregata e, conseguentemente, si determina un prezzo di equilibrio zonale. Nel MGP, il prezzo zonale `e il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate nel mercato riferite alla zona in cui avviene la corrispondente immissione di energia elettrica in rete. Le offerte di acquisto accettate nel mercato sono, invece, valorizzate indipendentemente dalla zona dove i prelievi avvengono, quindi al prezzo unico nazionale (PUN). Il prezzo PUN `e determinato come media dei prezzi zonali, ponderati sulla base dei consumi zonali.

Ai fini della verifica e della rimozione delle congestioni eventualmente determinate dai programmi di immissione e prelievo, il GME utilizza una rappresentazione sempli-

ficata della rete, che evidenzia solamente i limiti di transito pi`u rilevanti. Il processo di individuazione delle zone di rete rilevante, come descritto da Terna1

Terna, Individua- zione zone della rete rilevante, documento del 19 Settembre 2008), `e effettuato sulla base di diversi criteri :

1. l’attuazione dei programmi di immissione e di prelievo di energia elettrica non deve, in generale, provocare congestioni significative al variare delle immissioni e dei prelievi all’interno di ciascuna zona geografica;

2. la dislocazione potenziale delle immissioni e dei prelievi di energia elettrica all’in- terno di ciascuna zona non devono, in generale, avere significativa influenza sulla capacit`a di trasporto tra le zone.

Le zone della rete rilevante non sono altro che porzioni del sistema di trasmissio- ne a griglia che descrive la struttura del mercato elettrico. Esse possono corrispondere ad aree geografiche fisiche, essere delle zone virtuali, oppure essere dei poli di pro- duzione limitata, cio`e zone costituite da sole unit`a di produzione, la cui capacit`a di interconnessione con la rete `e inferiore alla potenza installata delle unit`a stesse. Sulla base dei precedenti criteri, sono state individuate(figura2.3e tabella 2.2):

• 6 zone geografiche (Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Sicilia, Sardegna)

• 7 zone virtuali estere (Francia, Svizzera, Austria, Slovenia, Corsica, Corsica AC, Grecia)

• 5 poli di produzione limitata (Brindisi, Foggia, Monfalcone, Priolo G., Rossano)

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ZONA ACRONIMO TIPO DETTAGLIO

Centro Nord CNOR Geografica Toscana, Umbria, Marche

Centro Sud CSUD Geografica Lazio, Abruzzo, Campania

Nord NORD Geografica

Val D’Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli, Emilia-Romagna

Sardegna SARD Geografica

Sicilia SICI Geografica

Sud SUD Geografica Molise, Puglia, Basilicata, Calabria

Brindisi BRNN Polo di produzione limitato

Foggia FOGN Polo di produzione limitato

Monfalcone MFTV Polo di produzione limitato

Priolo G. PRGP Polo di produzione limitato

Rossano ROSN Polo di produzione limitato

Austria AUST Virtuale estera

Corsica CORS Virtuale estera

Corsica AC COAC Virtuale estera

Francia FRAN Virtuale estera

Grecia GREC Virtuale estera

Slovenia SLOV Virtuale estera

Svizzera SVIZ Virtuale estera

Tabella 2.2: Configurazione zonale in vigore dal 2009 (GME)

Tra zone vicine, esisteranno limiti fisici di trasmissione, determinati sulla base di un modello di bilanciamento tra la produzione ed il consumo di energia elettrica. Terna stima questi limiti di transito utilizzando, per la griglia di trasmissione, sei diverse configurazioni:

1. Configurazione Estiva Giornaliera

2. Configurazione Estiva pre-festiva (solo per le zone Nord e Centro-Nord)

3. Configurazione Estiva Notturna

4. Configurazione Invernale Giornaliera

5. Configurazione Invernale pre-festiva

Il valore limite `e la quantit`a di energia che, se superata, non garantisce la sicu- rezza della trasmissione. La struttura della rete italiana `e particolare, la produzione energetica non `e equamente distribuita, ma concentrata in particolari zone, pertanto i transiti di energia sono differenti a seconda della direzione di trasmissione. La gri- glia di trasmissione `e inoltre interconnessa con i paesi esteri confinanti attraverso 18 linee : 4 con la Francia, 9 con la Svizzera, 1 con l’Austria, 2 con la Slovenia, 1 con la Grecia (attraverso un cavo sottomarino) e 1 con la Corsica (sempre attraverso un cavo sottomarino). Gli aspetti positivi dello scambio di energia elettrica attraverso queste connessioni sono numerose, ma esistono anche aspetti negativi che, in alcuni casi, ne limitano l’utilizzo. Queste interconnessioni permettono l’importazione e l’esportazione di energia elettrica. Essi rappresentano quindi uno strumento per assicurare la sicurez- za e per risolvere situazioni di emergenza, ovvero nel caso in cui le quantit`a di riserva non fossero sufficienti al bilanciamento della rete. Inoltre, esse provvedono l’accesso a mercati esteri, e ci`o permette di diversificare il mix delle risorse energetiche. Questa diversificazione e l’aumento degli scambi, si traduce in una riduzione delle differenze di prezzo tra i mercati. Purtroppo, solo in caso di interconnessioni senza limiti fisici o tecnici, la differenza di prezzo tra i mercati collegati sarebbe uguale ai soli costi di trasporto e transazione. Ci`o, invece, non verifica mai nei casi reali. Solitamente, i limiti fisici e le congestioni nella trasmissione rendono i prezzi delle diverse zone molto diversi tra loro. Inoltre, le perdite di potenza, fisicamente inevitabili durante la trasmissione, abbassano notevolmente i potenziali guadagni dovuti agli scambi di energia.