1. NORDPOOL: NORVEGIA E SVEZIA.

1. NORDPOOL: NORVEGIA E SVEZIA.

1.1 Struttura del NordPool.

Il NordPool è un mercato elettrico che si è venuto a formare dal 1991, a seguito della decisione del parlamento norvegese di attivare un processo di deregulation dell’industria elettrica del paese. Tale struttura creatasi per successive integrazioni dei mercati che la compongono, riunisce quattro nazioni: Norvegia, Svezia (annessasi nel 1996), Finlandia (1998), Danimarca (1999). Queste sono molto differenti tra loro sia per la struttura del parco di produzione, che per le caratteristiche geografiche (estensione territoriale e densità di popolazione).

Di seguito sono state riassunte le caratteristiche principali delle nazioni citate. I dati sono riferiti al 2003.

NAZIONE AREA_[KM2_] POPOLAZ_{. [10}9_] CONSUMO _[TWH] GENERAZ. _[TWH] IDRO NUCL. TERMIC_O RINN.

Norvegia 324,220 4.6 115 107 99% 0 1% Trascur.

Svezia 449,964 9.0 145.5 132.5 40% 49% 11% Trascur.

Finlandia 337,030 5.2 85 80 12% 27% 61% Trascur.

Danimarca 43,094 5.4 35 44 0 0 87% 13%

Tabella 1.1: caratteristiche delle nazioni nel NordPool (fonte: [3]).

Il NordPool come detto è un mercato integrato e considera le nazioni che ne fanno parte come delle singole zone di mercato. Pertanto il metodo utilizzato per la risoluzione delle congestioni fra le frontiere avviene con il metodo del Market Splitting. Le singole nazioni, gestiscono poi le congestioni al loro interno con il metodo del Counter Trading ad eccezione della Norvegia che è divisa in ulteriori tre zone. Nella figura seguente è riportata la mappa del processo di integrazione dei quattro paesi:

Figura 1.1: Processo di integrazione dei paesi del NordPool (fonte [3]).

La figura 1.2 mostra invece il sistema elettrico dell’area del nord Europa.

1.2 Tariffe di trasmissione in Norvegia.

1.2.1 Struttura del sistema elettrico Norvegese.

La struttura del sistema elettrico norvegese relativamente all’attività di trasmissione dell’energia elettrica, è divisa in tre livelli:

1. rete centrale ad alta tensione: questa costituisce la parte fondamentale per la fornitura dell’energia elettrica collegando i generatori con gli utenti in varie parti del paese. La rete centrale ha un livello di tensione di 300-420 kV, ma in alcune parti del paese esistono linee a 132 kV.

2. rete regionale: collega la rete centrale e quella di distribuzione. Molte industrie ad alto consumo di energia, sono connesse alla rete regionale.

3. reti di distribuzione sono generalmente utilizzate per distribuire potenza agli utenti finali, clienti domestici ed alle industrie. La rete di distribuzione normalmente ha una

tensione di 22 kV, ma questa è ridotta a 220V per la fornitura ai clienti ordinari. Un piccolo numero di compagnie di generazione sono connesse alla rete di distribuzione locale.

È possibile schematizzare tale struttura con la figura 1.3.

Figura 1.3: rappresentazione del sistema elettrico norvegese (fonte [5]).

In Norvegia, partecipano all’attività di trasmissione un largo numero di compagnie, la principale delle quali è Statnett SF; questa è proprietaria di una larga parte della rete principale ed è responsabile delle tariffe di trasmissione, delle operazioni di sistema e dello sviluppo della rete principale stessa.

Altre quaranta compagnie di rete sono proprietarie di piccole sezioni della rete principale. Ci sono poi fra cinquanta e sessanta compagnie coinvolte nella trasmissione di elettricità a livello regionale.

1.2.2 Regolamenti delle operazioni di monopolio.

L’Asta Elettrica e l’emanazione del regolamento da parte del Ministro del Petrolio e

dell’Energia e del Norvegian Water Resources and Energy Directorate (NVE), definiscono la

struttura per le operazioni di trasmissione. I regolamenti attualmente in vigore sono:

• il regolamento del 7 Dicembre 1990 riguardante generazione, conversione, trasmissione, commercio e distribuzione di energia (emanato dal Ministero del petrolio e dell’Energia);

• il regolamento dell’11 Marzo 1999 relativo al rapporto finanziario e tecnico ed al guadagno consentito per le operazioni di rete e per le tariffe di trasmissione (emanato da NVE);

• il regolamento dell’11 Marzo 1999 relativo alla misura, composizione e coordinamento del commercio dell’elettricità e alla fatturazione dei servizi di rete (emanato da NVE).

Il regolamento richiede al proprietario della rete di offrire i propri servizi a tutti i clienti che ne facciano richiesta e di adottare delle tariffe non discriminatorie ed obiettive. Il sistema di tariffa puntuale (nodale) è stato individuato essere il migliore per assicurare a tutti i clienti libero accesso al mercato elettrico.

A seguito del processo di liberalizzazione del settore elettrico, in Norvegia si è venuta a creare una situazione per la quale alcune compagnie sono coinvolte sia in attività di libero mercato che in operazioni monopolistiche. Per tale motivo i regolamenti in vigore impongono a tali compagnie una separazione delle attività contabili dei due settori. L’obiettivo dichiarato è di evitare che questi soggetti recuperino i costi relativi alla generazione e alla vendita dell’energia elettrica, attraverso le tariffe per la gestione ed il funzionamento della rete. Se ciò accadesse il sistema potrebbe risultare distorto e fornire quindi dei segnali economici non rappresentativi.

Il criterio con il quale l’autorità norvegese regola il sistema tariffario delle attività monopolistiche si articola in due passi: innanzi tutto NVE stessa definisce il guadagno limite. Questo specifica il massimo guadagno che ciascuna compagnia della rete può richiedere per l’attività svolta. NVE intende in questo modo assicurare un efficiente sviluppo della rete, oltre che fornire una tariffa ragionevole per tutti i clienti. Secondariamente, Statnett SF determina la struttura delle tariffe puntuali.

1.2.3 Guadagno limite.

Primo modello adottato.

Dal 1992 al 1996, le disposizioni di NVE erano basate sul concetto del “costo di servizio”. Quando le compagnie della rete impostavano le tariffe, veniva loro permesso di recuperare i costi effettivi, includendo il costo del capitale. Tali costi consistevano in (si veda [7]):

• costi di O&M;

• ammortamento del capitale investito;

• ritorno sul capitale totale impiegato;

• perdite di rete;

• costi del capitale circolante, stimate essere l’1% del capitale totale impiegato.

Questo metodo ha fatto però riscontrare presto dei problemi. Ad esempio, a causa di variazioni accidentali della temperatura ambiente i costi di O&M potevano variare sensibilmente; di conseguenza, le entrate effettive dalle tariffe potevano eccedere o rimanere sotto il livello necessario per coprire i costi totali definiti sopra. Inoltre, se il ricavo effettivo non fosse stato sufficiente a coprire tutti i costi, le tariffe dovevano essere aumentate l’anno seguente per recuperare la differenza. Durante il periodo 1993-1995, come risultato dei guadagni inattesi, le compagnie di rete hanno dovuto restituire ai clienti quasi 1.4GNOK (circa 173M€), motivo per il quale è stato perciò deciso di rinnovare il sistema tariffario. Modello attuale.

Dal 1 Gennaio 1997, NVE ha introdotto un modello tariffario bastato sul concetto di “incentivo”, trattando individualmente ciascun proprietario della rete. L’elemento chiave in questo tipo di sistema è che il costo consentito di recuperare attraverso la tariffa è separato dai costi reali. Attraverso gli incentivi, NVE spera di motivare i proprietari della rete a ridurre i loro costi ed a migliorare la loro efficienza, dove per efficienza è intesa la capacità di una compagnia di rete di continuare a soddisfare le richieste di energia consegnata impiegando meno risorse. Solo riducendo i loro costi i proprietari della rete potranno incrementare i propri

profitti oltre un certo livello (si veda [6]). Secondo NVE tale metodo dovrebbe invogliare le compagnie a fondersi tra di loro, portando dunque ad una riduzione dei costi interni.

Per i motivi sopra illustrati, NVE fissa all’inizio del nuovo periodo di regolamentazione la richiesta di efficienza da applicare al calcolo del guadagno annuale consentito. La richiesta di efficienza consiste nelle due seguenti componenti (si veda[6]):

a. una richiesta di efficienza generale dell’1.5% applicata a tutti i detentori della licenza di trasmissione;

b. una richiesta di efficienza individuale differenziata fra i proprietari della rete sulla base di un’analisi comparativa di efficienza o su di una valutazione individuale.

Le compagnie elettriche devono mantenere una riduzione annuale dei loro costi in relazione ad una percentuale generale fissata da NVE. La richiesta di efficienza generale è stata determinata da NVE, all’inizio del nuovo modello regolatore, sulla base dei dati contabili delle compagnie di trasmissione riportati negli anni 1994 e 1995, e non sulla base di una stima fatta da NVE stessa ([8]). In questo modo l’Autorità si è coperta dal rischio di eventuali critiche sulla presunta inesattezza dei calcoli. Successivamente è stato specificato il guadagno limite per il 2002-06 sulla base sia dei costi sostenuti dalle compagnie della rete per gli anni dal 1996 al 1999, che sul tasso di redditività del capitale al 31 Dicembre 1999, passando da una richiesta di riduzione del 2% annuo all’attuale 1.5%.

Le compagnie della rete già efficientemente funzionanti necessitano solo di soddisfare la richiesta di efficienza generale, mentre le compagnie meno efficienti devono anche soddisfare le richieste individuali. La richiesta di efficienza individuale è stata introdotta da NVE a partire dal 1998. Questa è determinata con un metodo chiamato DEA (Data Envelopment

Analysis)1_{. Essa varia da zero al 5.2% per anno. Un’analisi generale sul metodo DEA si può}

trovare in [9], mentre un esempio relativo al mercato norvegese si può trovare in [14].

1 _{La DEA è una tecnica usata per misurare le prestazioni di unità produttive. Introdotta nel 1978 dal lavoro di}

Charnes, Cooper e Rhodes, permette di valutare l’efficienza di un’unità di produzione (DMU – Decision Making Unit) relativamente a un dato insieme di unità produttive scelte per il confronto. Questa tecnica è stata utilizzata, fra l’altro, per valutare l’efficienza di banche, ospedali, sistemi di trasporto, etc. Diversamente dall’approccio “statistico” che confronta le unità produttive con qualche fantomatica unità produttiva media, DEA confronta ogni DMU con le DMU più efficienti e ne valuta l’efficienza relativa [15]. Un esempio è riportato in [17].

La richiesta di efficienza non è obbligatoria per le compagnie divenute già sufficientemente efficienti, ma la loro possibilità di aumentare i guadagni aumenta nel caso di una ulteriore riduzione dei loro costi.

Il guadagno consentito dovrà coprire i costi totali della rete, e cioè:

• O&M e investimento nell’installazione di rete;

• tariffazione;

• misura, regolamento e trattamento dei clienti;

• supervisione e sicurezza;

• coordinazione delle operazioni;

• perdite di rete;

• costi del capitale; ammortamenti, svalutazioni e ritorno sul capitale totale investito;

• costi connessi con i servizi del sistema (ancillary service);

• imposta sul guadagno del 28%.

In definitiva il guadagno consentito per il 1997 è stato stabilito con riferimento alla seguente formula (vedi [6]):

( )

ITe97 guadagno consentito;

DV costi di O&M;

AVS ammortamento lineare basato sui dati storici;

AVK ritorno sul capitale in termini di ammortamento storico; NTkWh _{perdite di rete misurate in kWh;}

BFK costi storici ammortizzati per il 31/12/1995 (valore contabile); r tasso di ritorno fissato all’8.3%;

P97 prezzo di mercato dell’elettricità nel mercato del 1997;

EFK richiesta di efficienza generale per il 1997, impostata al 2%. Per l’indice KPI sono stati utilizzati i seguenti valori:

1994 = 253.8; 1995 = 260.0; 1996 = 263.6; 1997 = 269.4.

Il guadagno totale consentito è il guadagno consentito nella rete del proprietario più i costi insorti nella trasmissione di elettricità attraverso le reti estere, cioè:

ovf e

t IT K

IT = + ,

dove:

ITt guadagno totale consentito;

ITe guadagno consentito nella rete del proprietario;

Kovf costi insorti nella trasmissione di elettricità attraverso le reti estere.

Il guadagno limite è applicato per l’intera durata del periodo regolatore. Alla fine dei cinque anni sarà soggetto ad una revisione completa. Inoltre durante questo periodo subirà aggiornamenti annuali per tener conto dei seguenti fattori:

• inflazione stimata al periodo successivo;

• richiesta di efficienza (generale e/o individuale);

• variazione stimata in energia tra due anni consecutivi.

(

)

ITe,n+1 guadagno consentito per l’anno n+1;

ITe,n guadagno consentito per l’anno n;

KPIn+1 indice dei prezzi al consumo previsti per l’anno n+1;

KPIn indice dei prezzi al consumo previsti per l’anno n;

EFK richiesta di produttività annuale;

1

+

∆LEa_n variazione percentuale annuale attesa in energia consegnata.

Il fattore ∆LEan+1 dovrebbe fornire le compensazioni al proprietario della rete per i costi di

nuovi investimenti mentre al tempo stesso remunera una miglior utilizzazione della rete esistente. È dunque evidente dalla formula precedente che l’incremento atteso dell’energia consegnata permette l’incremento del guadagno annuo.

Poiché la Norvegia è una nazione il cui stile di vita delle persone che la popolano è fortemente influenzato dalle ampie variazioni delle condizioni climatiche, differenze sostanziali si possono verificare per i consumi di energia elettrica. Per tener conto dei costi aggiuntivi legati a questo aspetto, nella determinazione del guadagno limite NVE considera un termine aggiuntivo. Per maggiori dettagli si rimanda a [6].

La somma del guadagno limite per tutte le compagnie della rete nel 2003 è stata circa 16 GNOK (circa 2G€). Il 14% del reddito totale nella gestione e nell’attività della rete è stato conseguito dalla rete centrale, il 21% dalla rete regionale ed il 65% dalla rete di distribuzione (si veda[6]).

1.2.4 Parametri delle tariffe di trasmissione e distribuzione nel mercato norvegese.

Alle compagnie della rete viene richiesto di usare tariffe nodali (point of connection tariff) per la definizione della tariffe di trasmissione. Tariffe puntuali significano che ogni utente di rete paga la stessa tariffa di trasmissione (dipendente dal nodo a cui è connesso) indipendentemente dalla sua controparte nella transazione di energia (si veda [8]); ciò permette un facile accesso al mercato per i clienti e promuove l’instaurazione di un ampio mercato nazionale.

In questo mercato esistono due tipi di tariffe di trasmissione:

• tariffa di immissione: pagata dalle compagnie di generazione per immettere energia in

rete;

• tariffa d’uso: pagata dai clienti per il prelievo di energia dalla rete.

Entrambe le tariffe comprendono più di una componente (in generale almeno due). Una di queste varia con l’ammontare di energia che i clienti immettono o prelevano dalla rete ed è chiamata componente d’energia (questa componente riflette i costi per il pagamento delle perdite risultanti dalla trasmissione di energia); in aggiunta sono presenti “altre componenti” che sono indipendenti dall’energia.

Le “altre componenti” comprendono tutte le voci delle tariffe che non sono recuperate dalla precedente componente di energia. Queste servono ad assicurare un sufficiente guadagno in relazione al guadagno limite.

Tariffa di immissione.

In accordo con il regolamento emanato da NVE, le tariffe di immissione per la rete centrale sono usate come linee guida per le altre componenti delle tariffe di immissione per la rete regionale e di distribuzione. Per il 2004 la tariffa di immissione è di 0.06NOK (7.5 m€) per ogni kWh immesso da ciascun produttore (si veda [5]). La tariffa di immissione include anche

una componente di energia che riflette le perdite di rete ed una componente di potenza. Tali componenti sono valutate in modo analogo a quanto fatto per la tariffa d’uso e saranno spiegate in dettaglio nel paragrafo successivo.

Tariffa d’uso.

La tariffa d’uso comprende tre componenti:

1. una componente di energia misurata in (øre/kWh); 2. una componente di capacità misurata in (øre/kWh); 3. una componente fissa o di potenza misurata in (kr/kW).

La componente di energia è calcolata trattando le perdite con la teoria del prezzo spot: il prezzo dell’energia è diverso ad ogni nodo ed è funzione del prezzo di mercato dell’energia elettrica. Quindi, la tariffa viene calcolata moltiplicando il coefficiente marginale di perdita in un nodo per il prelievo (o l’immissione) di energia in quel nodo, e per il relativo prezzo. Matematicamente: E m E P LF EC= ⋅ ⋅ , dove: EC Energy Component;

LFm fattore marginale di perdita;

E energia prelevata (immessa):

PE prezzo dell’energia al nodo considerato.

Le perdite variano con le condizioni di carico del sistema e perciò con la localizzazione geografica di ogni punto di connessione in relazione agli altri punti. Un produttore può essere favorevolmente posizionato in modo che un suo aumento di produzione possa diminuire le perdite. In tal caso le perdite, e perciò la componente di energia, saranno negative. Nelle aree con un largo surplus di produzione, il valore delle perdite è alto per l’immissione e negativo per il prelievo. Nei casi in cui lo stesso punto è usato sia per l’immissione che per il prelievo,

il valore delle perdite è simmetricamente uguale a zero. L’andamento delle perdite varia nella rete centrale fra ±10%. I coefficienti marginali di perdita vengono calcolati ogni 8 settimane e sono differenziati fra giorno e notte (differenziazione a tempo). Questi sono impostati al minimo durante il giorno in inverno, di notte in inverno ed il fine settimana e d’estate

Nella rete regionale, il valore delle perdite è calcolato per la componente di energia nella stessa maniera della rete centrale.

Questa componente copre circa il 30% dei ricavi totali.

La componente di capacità costituisce la rendita da congestione. Nel mercato norvegese, come detto in precedenza viene adottato il metodo del Market Splitting per la risoluzione delle congestioni. Il ricavo da questa componente copre circa l’1% dei ricavi totali (si veda [10]). Questa componente serve soprattutto per la copertura dei costi che si vengono a creare in funzione del ridispacciamento dell’energia elettrica a seguito di una congestione. La figura seguente mostra la divisione in zone della Norvegia:

La componente di potenza è formata da ulteriori due elementi che sono:

• elemento di connessione: è applicata ai produttori sulla base della capacità installata,

ed ai consumatori sulla base del consumo nelle ore di punta. È espressa in (NOK/kW/anno) e copre circa il 20% dei ricavi ([10]);

• elemento di potenza: è una componete annuale calcolata basandosi sugli scambi netti

con la rete in ogni nodo. Questa componente è indipendente dall’uso e non invia pertanto nessun segnale economico. Si rende necessaria la sua applicazione per recuperare i costi fissi di rete che non sono tenuti in considerazione nelle due componenti precedenti. É differenziata fra produttori e consumatori. È espressa in (NOK/kW/anno) e copre circa il 50% dei ricavi ([10]);

Le componenti di energia e di capacità, riflettono gli Short Run Marginal Cost (SRMC). La divisione del gettito tariffario fra generatori e carichi così come riportato in [16] è 36% - 64%.

1.3 Tariffe di trasmissione e distribuzione in Svezia.

1.3.1 Struttura del sistema elettrico svedese.

Come si può notare dalla figura riportata sotto, il sistema elettrico svedese ricorda molto da vicino il già citato modello norvegese. In realtà la somiglianza formale dei due sistemi, non si limita solo alla struttura della trasmissione, ma si estende pure a quella tariffaria. A differenza però del modello precedente, dai documenti reperibili non si riesce ad evincere se anche qui l’Autorità (NUTEK), definisce un guadagno limite per le compagnie della rete.

Figura 1.5: struttura del sistema elettrico svedese (fonte [11]).

La trasmissione a 400kV e 220kV in Svezia è sostenuta da un largo numero di compagnie, la principale delle quali è Svenska Kraftnät (SVK). Esistono poi delle line regionali a 130kV e 40kV collegate alla precedente. Infine ci sono le linee locali a tensione inferiore a 40kV che si collegano a quelle regionali.

1.3.2 Le tariffe di trasmissione e distribuzione nel mercato svedese.

A partire dal 1 Gennaio 1995, Svenska Kraftnät ha introdotto un nuovo sistema tariffario. Gli obiettivi dichiarati sono (si veda [11]):

• promuovere la competizione nel mercato dell’elettricità;

• offrire tariffe semplici, praticabili e trasparenti, in modo che i clienti, tutti idonei, possano calcolare i propri costi di trasmissione;

• coprire i propri costi di gestione e di funzionamento della rete;

• fornire agli altri utenti segnali tecnici ed economici in riguardo alle perdite, colli di bottiglia, ecc.

La tariffa nodale (point of connection tariff), proprio come avviene in Norvegia, è stata giudicata la più idonea per questo mercato elettrico. Il principio fondamentale è che gli utenti pagano per i diritti di immissione o di prelievo dell’elettricità in funzione del singolo punto di

connessione. Per questo, possono avere accesso all’intero sistema della rete ed all’intero mercato dell’elettricità.

I costi recuperabili con l’applicazione delle tariffe possono essere riassunti nel seguente modo:

• i costi ammortizzati e i costi finanziari;

• i costi di O&M.

• i costi delle perdite di rete;

• i servizi di sistema;

• i costi delle congestioni.

1.3.3 parametri delle tariffe di trasmissione e distribuzione in Svezia.

Per recuperare i costi definiti in precedenza, la tariffa di trasmissione è stata suddivisa in tre componenti, ciascuna delle quali mira al recupero di una parte dei costi specificati:

• componente di capacità; • componente di energia; • componente di investimento.

La componente di capacità è applicata ai produttori sulla base della loro potenza connessa, mentre ai carichi sulla base della loro richiesta durante il periodo di picco del sistema. Questa componente varia geograficamente attraverso il paese:

 crescente da sud a nord per i produttori;  decrescente da sud a nord per i carichi,

cioè la tariffa annuale per i produttori è 25SEK/kW (circa 2.7€/kW) nel nord. Decresce linearmente con la latitudine a 5SEK/kW (circa 0.5€/kW) nel sud. La tariffa per il prelievo è 11SEK/kW (circa 1.2€/kW) al nord e 47SEK/kW (circa 5€/kW) al sud. Tale componente conta approssimativamente per il 60% del reddito di Svenska Kraftnät ([11]).

La figura seguente illustra quanto precedentemente detto.

Figura 1.6: diversificazione delle tariffe in funzione della latitudine (fonte [11]).

Questa modello è stato pensato per tenere in considerazione la distribuzione di generatori e carichi all’interno del paese. Infatti i flussi predominanti di potenza, transitano sulle linee di trasmissione dal nord al sud. La rete è stata in larga parte costruita per poter evacuare la produzione idroelettrica prevalentemente situata al nord del paese, verso i grossi centri di consumo situati al sud.

L’energia trasmessa annualmente sulla rete nazionale è 140TWh con una distanza media di trasmissione di 300km (si veda [12]). Per questo motivo in Svezia le tariffe di trasmissione sono relativamente alte. Una distanza media elevata di trasmissione, significa che linee devono attraversare larga parte della nazione con le difficoltà che ne derivano, e soprattutto le attrezzature nel nord della Svezia devono funzionare in un clima freddo (anche -50°C).

La componente di energia è basata sulla quantità di energia prelevata od immessa in rete. Essa riflette i coefficienti marginali di perdita ed è calcolata come in Norvegia e cioè come prodotto fra:

 l’energia prelevata o fornita;

 il valore della vendita di energia determinato da SVK ex-ante per coprire la perdite di rete;

 i fattori di perdita marginali ai nodi di connessione. Questi coefficienti sono funzione della latitudine, nello steso modo della componente di potenza.

I coefficienti variano geograficamente fra ±10% e sono calcolati per ciascun punto di connessione della rete in due distinti periodi annuali. La prima divisione viene fatta sulla base del periodo di alto consumo (periodo da Ottobre a Aprile) e su quella di basso consumo (periodo da Maggio a Settembre). Un’ulteriore divisione all’interno di questi due periodi, viene fatta considerando i giorni lavorativi della settimana (dalle 6:00 alle 22:00), e quella che viene indicato con il termine altri momenti. Questi coefficienti possono essere positivi o negativi ([11]).

Le due figure seguenti mostrano quanto appena detto:

Figura 1.8: valori dei coefficienti di perdita in Svezia (fonte [11]).

Il valore delle perdite è basato sul prezzo che Svenska Kraftnät paga per acquistare l’energia necessaria per compensare le perdite in rete. L’energia elettrica è acquistata competitivamente tramite contratti bilaterali e per questo motivo il valore delle perdite viene reso noto con un anno di anticipo. Per il 2004, il prezzo medio dell’energia è stato 0.25SEK/kWh (0.358€/kWh), e diviso in quattro periodi come mostrato nella tabella sotto.

TIME OF DAY PREZZO ENERGIA MOMENTO ANNO

giorno SEK 0.300/kWh Novembre - Marzo

notte e weekend SEK 0.270/kWh Novembre - Marzo

giorno SEK 0.250/kWh Aprile - Ottobre

notte e weekend SEK 0.210/kWh Aprile - Ottobre

Tabella 1.2: prezzo medio dell’energia differenziata a tempo (fonte [11]).

La componente di energia e la componente di capacità della tariffa nodale riflettono i costi di breve e di lungo termine per l’immissione ed il prelievo (short run marginal cost e long run

marginal cost). Questo fornisce dei segnali economici agli utenti della rete.

La componente di investimento viene applicata solo in certi casi. Per la rete di trasmissione principale, Svenska Kraftnät sostiene i costi di rinforzo se non sono troppo alti, rimanendone proprietaria. Se i rinforzi sulla rete che si rendono necessari a seguito della connessione di alcuni clienti alla rete di trasmissione, diventano troppo onerosi e non possano essere ricoperti con le altre componenti tariffarie, Svenska Kraftnät può imporre loro una componente di investimento. Resta inteso che i collegamenti alla rete ad alta tensione, sono a totale carico dei clienti ([11]).

I costi del sistema di trasmissione, così come riportato in [11], sono divisi fra generatori (1/3 dei costi) e carichi (2/3 dei costi).