in Italia ... 3
1.1. Generalità ... 3
1.2. Richiami sul sistema elettico ... 4
1.2.1. Il subsistema di produzione ... 5
1.2.2. Il subsistema di trasmissione ... 6
1.2.3. Il subsistema di distribuzione ... 7
1.2.4. Il subsistema di utilizzazione ... 9
1.3. La qualità del servizio ... 9
1.4. Il quadro legislativo italiano ... 10
1.4.1. I Produttori ... 11
1.4.2. Il Gestore della Rete di Trasmissione ... 12
1.4.3. I Distributori ... 13
1.4.4. I Clienti idonei e vincolati ... 13
1.4.5. L’Acquirente Unico ... 13
1.4.6. Il Gestore del Mercato ... 14
1.5. I Mercati dell’energia elettrica ... 15
1.5.1. Il mercato del giorno prima dell’energia. ... 16
1.5.2. Esempio: Dispacciamento di tipo Zonale ... 22
1.5.3. Il Mercato Infragiornaliero ... 26
1.5.4. Il Mercato per il Servizio di Dispacciamento ... 28
2. Capitolo – Efficienza energetica in ambito civile ed industriale ... 30
2.1. Generalità ... 30
2.2. Il quadro legislativo italiano ... 33
2.2.1. Titoli di Efficienza Energetica ... 34
2.2.2. Detrazioni fiscali per la riqualificazione energetica ... 39
2.3. Alcuni interventi di efficienza energetica per i consumi finali in ambito civile ed industriale ... 40
2.4. Il rifasamento negli impianti elettrici ... 42
2.4.1. Vantaggi tecnici del rifasamento ... 44
2.4.2. Vantaggi economici del rifasamento ... 52
2.4.3. Esempio 1 - Rifasamento centralizzato ... 53
2.4.4. Mezzi di produzione della potenza reattiva ... 57
2.4.5. Tipologie di rifasamento ... 60
2.4.5.1. Rifasamento distribuito ... 61
2.4.5.2. Rifasamento per gruppi ... 62
2.4.5.3. Rifasamento centralizzato ... 63
2.4.5.4. Rifasamento misto ... 64
2.4.5.5. Rifasamento automatico ... 64
2.4.6. Il rifasamento nei sistemi di distribuzione pubblica ... 64
2.4.7. Determinazione del fattore di potenza ... 65
2.4.8. Rifasamento Distribuito con TEE ... 67
2.4.9. Esempio di Rifasamento Distribuito ... 71
2.5. Installazione di impianti di generazione distribuita ... 73
2.5.1. Impianti fotovoltaici ... 74
3. Modellistica per la Gestione Ottimale dell’Energia Elettrica nelle Reti Intelligenti ... 82
3.1. Generalità ... 82
3.2. Il dispacciamento economico ... 82
3.3. Estensione del dispacciamento economico alle Smart Grid... 84
3.4. Richiami sulle metodologie di soluzione dei problemi di minimizzazione ... 86
3.4.1. Minimizzazione libera ... 86
3.4.2. Minimizzazione con vincoli di uguaglianza ... 86
3.4.3. Minimizzazione con vincoli di uguaglianza e disuguaglianza ... 87
3.5. Dispacciamento economico per una SG funzionante in isola, in assenza perdite, con domanda anelastica e senza vincoli sulle potenze di generazione ... 87
3.5.1. Esempio 5.1 ... 90
3.6. Dispacciamento economico per una SG funzionante in parallelo alla rete, in assenza di perdite, con domanda anelastica e senza vincoli sulle potenze di generazione ... 91
3.6.1. Esempio 6.2 ... 92
3.7. Dispacciamento economico per una SG funzionante in parallelo alla rete, in assenza di perdite, con domanda anelastica e con vincoli sulle potenze di generazione e sulla potenza contrattuale ... 92
3.7.1. Esempio 7.1 ... 94
3.7.2. Esempio 7.2 ... 95
3.8. Dispacciamento economico per una SG funzionante in parallelo alla rete, con domanda elastica e con vincoli sulle potenze di generazione e di carico e sulla potenza contrattuale ... 95
3.8.1. Esempio 8.1 ... 96
APPENDICE ... 97
Soluzione dei problemi di dispacciamento economico in ambiente MATLAB: la funzione fmincon ... 97
A.1. Esempio 5.1 ... 98
A.2. Esempio 6.1 ... 99
A.3. Esempio 7.1 ... 100
A.4. Esempio 7.2 ... 102
A.5. Esempio 8.1 ... 103
1. Capitolo – Il sistema elettrico e la liberalizzazione del mercato dell’energia in Italia
1.1. Generalità
Il servizio elettrico è, tra i servizi di pubblica utilità, uno dei più importanti, certamente il più complesso. La sua fornitura richiede lo svolgimento di numerosissime attività - non solo tecnologiche, ma anche organizzative, gestionali e commerciali - da svilupparsi all’interno delle diverse fasi costituenti la cosiddetta filiera dell’industria elettrica (fig. 1.1).
Come in molti settori commerciali, si possono riconoscere la fase di produzione vera e propria del bene, quella del trasporto e della vendita all’ingrosso, quella della distribuzione e quella della vendita al dettaglio. L’articolazione delle fasi presuppone l’indispensabile attività del dispacciamento: quella che coordina i centri di produzione e fa in modo che il bene sia trasportato ai centri di consumo primario.
Sono tutte fasi tra loro connesse ma logicamente distinte, non solo dal punto di vista tecnico, ma anche per quanto concerne la logica economica che ne governa il funzionamento. Manca, come si vede, l’altra fase caratteristica del circuito produzione – vendita che è quella dello stoccaggio: l’energia elettrica può essere immagazzinata direttamente solo in quantità modestissime e, indirettamente, solo in quantità percentualmente poco significative attraverso i volumi d’acqua contenuti nei bacini degli impianti idroelettrici a serbatoio.
Altra caratteristica peculiare del servizio è che esso deve essere fornito istantaneamente nel momento in cui viene richiesto, di modo che deve essere assicurato istante per istante il bilanciamento tra la produzione e il consumo. Ne deriva che il consumatore non ha la possibilità di cambiare fornitore come e quando vuole, di modo che lo sviluppo del settore non può avvenire secondo le usuali regole di mercato.
Nonostante da più parti si sostenga che l’elettricità non presenti ragioni particolari per essere considerata differente da ogni altro bene, il servizio elettrico è considerato in realtà, nel contesto dei servizi di pubblica utilità, un servizio universale, che deve, come tale, in ossequio al principio di sussidiarietà, essere disponibile su tutto il territorio e per tutti i cittadini senza discriminazioni e senza interruzione, a prezzi sostenibili e con livelli accettabili di qualità, ivi compresa la qualità ambientale.
Sul versante della normativa italiana, riferimenti testuali al servizio universale sono contenuti nella legge 481/95 istitutiva dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG), oltre che nella legge delega n.128/98; sul versante della normativa europea, nella direttiva 2003/54/CE.
La natura del servizio impone dunque la necessità di una forma di intervento pubblico regolatorio qualunque sia il tipo di mercato.
Fig. 1.1 La filiera produzione-vendita
Nel presente capitolo, dopo un breve richiamo del sistema elettrico nel suo complesso, sarà descritta nel dettaglio la normativa vigente relativa alla liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica in Italia, facendo particolare riferimento ai mercati dell’energia e fornendo gli elementi di base per lo studio dei mercati per l’ambiente.
Infine, saranno descritti i meccanismi che regolano la tariffazione dell’energia elettrica.
1.2. Richiami sul sistema elettico
Il sistema fisico attraverso il quale si fornisce il servizio elettrico si presenta oggi, nei vari paesi, come un grande sistema infrastrutturale a rete, in cui l’energia complessiva prodotta e immessa in rete dagli impianti di generazione per soddisfare le richieste dei consumatori si ripartisce secondo regole fisiche sostanzialmente non controllabili dall’esterno: il rapporto tra produttore e consumatore è quindi anonimo, nel senso che non è possibile dire da dove provenga l’energia elettrica prelevata in un certo punto della rete.
Caratteristica della rete è la sua articolazione in più reti caratterizzate da livelli di tensione diversi. Da una parte, infatti, ragioni tecniche ed economiche ben note impongono che il trasporto dell’energia dai luoghi della grande produzione a quelli di consumo avvenga a tensioni crescenti con la potenza e la distanza; dall’altra, la scelta del valore di tensione delle ramificazioni ultime del sistema, destinate a portare l’energia ai consumatori minuti, deve essere compatibile con la sicurezza delle persone.
Il sistema è protetto con dispositivi di vario tipo e natura (elettrici e non) per salvaguardare le varie sezioni e i vari componenti da possibili funzionamenti fisicamente non accettabili.
Produzione
Trasporto verso i grandi centri di consumo
Grande distribuzione
Vendita all’ingrosso
Piccola distribuzione
Vendita al dettaglio
Il sistema elettrico italiano é costituito dai subsistemi di produzione, di trasmissione, di distribuzione e di utilizzazione. I suddetti subsistemi sono sottoposti a differenti livelli di controllo delle varie grandezze elettriche che ne caratterizzano il funzionamento; tali controlli si attuano essenzialmente in centri di supervisione, in grado di operare in tempo reale. A detti centri affluiscono informazioni dai subsistemi;
da essi si dipartono le istruzioni per l'esercizio ottimale dell’intero sistema o di parti di esso.
1.2.1. Il subsistema di produzione
Il sottosistema di produzione è costituito dal complesso degli impianti di produzione variamente dislocati sul territorio. Componente fondamentale di ciascun impianto è la centrale, ove sono installati, in genere su più gruppi o unità di produzione, i generatori sincroni trifase con i relativi motori primi.
Una classificazione importante degli impianti di produzione è quella operata in base al livello di tensione della rete cui sono connessi. Tale classificazione porta a distinguere tra impianti costituenti la cosiddetta produzione concentrata e impianti costituenti la cosiddetta produzione distribuita. Con riferimento alla classificazione adottata in Italia1, fanno parte della produzione concentrata quella largamente prevalente in termini quantitativi gli impianti connessi alle reti con tensioni maggiori di 30 kV (rete di III categoria).
La produzione di energia elettrica è quella che utilizza principalmente come fonte di energia primaria:
l’energia idraulica,
l’energia termica da combustibili fossili,
l’energia termica da combustibili nucleari,
l’energia termica di vapori naturali del sottosuolo.
Dalle fonti elencate risultano i corrispondenti:
impianti idroelettrici di grande taglia (impianti ad acqua fluente; impianti a serbatoio, a regolazione giornaliera, settimanale, stagionale e annuale a seconda della capacità di accumulo d’acqua; impianti di produzione e pompaggio);
impianti termoelettrici di potenza2 da fonte convenzionale (impianti con turbina a vapore con combustibili tradizionali o nucleari, impianti con turbina a gas e impianti a ciclo combinato con turbina a gas e a vapore);
impianti geotermoelettrici.
Esistono, poi, anche gli impianti idroelettrici di produzione e pompaggio, che nella fase di pompaggio impiegano energia elettrica disponibile in modo da avere energia idraulica disponibile nella fase di produzione.
Gli impianti costituenti la produzione distribuita sono quelli connessi a reti con tensione maggiore di 1000 V e minore di 30 kV (reti di II categoria) e a reti con tensione maggiore di 50 V e minore di 1000 V (reti di I categoria).
Si tratta di impianti idroelettrici e termoelettrici di potenza di piccola taglia, di molti impianti che utilizzano fonti energetiche rinnovabili, quali gli impianti eolici, gli
1 Nel seguito si farà sempre riferimento ai valori della tensione adottati normalmente in Italia.
2 Gli impianti termoelettrici, a seconda della loro destinazione d’uso, possono essere destinati alla sola produzione di energia elettrica (impianti di potenza) o alla produzione combinata di energia elettrica e calore (impianti di cogenerazione).
impianti solari (termici e fotovoltaici), gli impianti termoelettrici da biomasse3, di impianti di cogenerazione. Le attività connesse alla fase produzione della filiera riguardano la realizzazione, l’esercizio e la manutenzione degli impianti e l’acquisto dei combustibili (per centrali non a fonte rinnovabile).
Tutto ciò premesso, il subsistema di produzione è il complesso degli impianti di produzione di cui sopra; spesso, nel gergo usuale, si fa riferimento a tale subsistema con la dizione di “impianti di produzione”.
La produzione termoelettrica tradizionale (quella nucleare è assente nel nostro Paese) supera abbondantemente quella idroelettrica. Prima della liberalizzazione l'azienda che produceva la maggior parte dell'energia elettrica era l’ENEL; altre imprese, quali le aziende municipalizzate, le imprese minori e gli autoproduttori producevano minori quantitativi di energia; infine, esisteva (ed esiste tuttora) uno scambio di energia elettrica con l'estero. Sulla base delle opportunità offerte dalla recente legislazione sulla liberalizzazione del mercato dell’energia, come si vedrà nel seguito, l’ENEL ha dovuto ridurre il quantitativo di energia prodotta cosicchè è aumentata in maniera considerevole l’energia prodotta da altri.
1.2.2. Il subsistema di trasmissione
Il subsistema della trasmissione è costituito da una rete attraverso la quale l’energia prodotta dai grandi impianti quelli costituenti la produzione concentrata viene trasferita verso un numero limitato di centri di consumo, ciascuno costituito da grandi aree geografiche spesso ubicate a distanze molto elevate, e verso i collegamenti di interconnessione con altri sistemi nazionali.
La rete del subsistema di trasmissione è una rete, generalmente a configurazione magliata, i cui lati sono le linee elettriche. La tensione utilizzata per la trasmissione è normalmente 380 kV o 220 kV; la tendenza attuale è di realizzare le nuove linee a 380 kV. Spesso, nel gergo usuale, si fa riferimento a tale subsistema con la dizione di
“impianti di trasmissione”.
Per quanto riguarda la costituzione della rete si può fare riferimento alla schema unifilare di principio indicato nella fig.I.2, in cui si evidenzia la configurazione magliata della rete.
I nodi 1 e 3 sono i nodi in cui viene riversata l'energia prodotta da un impianto di produzione dopo essere stata trasformata dalla tensione più adatta al funzionamento dei generatori sincroni (in genere 20-30 kV) alla tensione della rete di trasmissione. La trasformazione avviene nelle cosiddette “stazioni di trasformazione annesse alle centrali” attraverso trasformatori elevatori, cioè macchine elettriche capaci di innalzare (o abbasare) i valori di tensione con rendimenti elevatissimi. La necessità di innalzare il livello di tensione è dovuto a molti motivi, tra questi quello più semplice da intuire è che, a parità di potenza da trasmettere, aumentando la tensione diminuisce la corrente e, con essa, la potenza trasformata in calore, di cui si è accennato nel par.1.
3 Si ricorda che sono classificati come impianti alimentati da fonte rinnovabile anche gli impianti idroelettrici e geotermoelettrici.
4 2
1 3
G1 G2
Trasformatore Generatore sincrono
Fig. I.2 – Schema unifilare di principio di un sistema elettrico per l’energia Il nodo 2 è il nodo da cui viene trasferita l’energia al subsistema di distribuzione, dopo essere stata trasformata nella cosidetta “stazione primaria”. La trasformazione nelle stazioni primarie avviene generalmente attraverso trasformatori abbassatori. Il nodo 4 è il nodo di interconnessione con un'altra rete, cioè un nodo in cui viene riversata o da cui viene trasferita una certa quantità di energia verso una rete di una nazione confinante. Nell’Italia settentrionale esistono diversi nodi di interconnessione da cui si dipartono linee che collegano la nostra rete con quella delle nazioni confinanti (Francia, Svizzera, ecc.). Per quanto riguarda l’Italia meridionale, vi è, allo stato attuale, un solo collegamento in corrente continua, via cavo sottomarino, di interconnessione con la Grecia. In prospettiva questo collegamento permetterà un proseguimento verso la Turchia; inoltre, sono in discussione accordi con l’ex URSS e la Tunisia.
La trasmissione di energia elettrica può essere anche affidata a una sola linea elettrica che collega una stazione annessa alla centrale ad una stazione primaria, ad esempio quando le risorse energetiche sono disponibili in siti ubicati a notevole distanza dai centri di consumo.
Per quanto riguarda l’Italia, il subsistema di trasmissione, negli anni passati, era principalmente di proprietà e gestito anch’esso dall’ENEL. Sulla base delle opportunità offerte dalla recente legislazione sulla liberalizzazione del mercato dell’energia, come si vedrà nel seguito, la gestione e la proprietà della quasi totalità della rete di trasmissione italiana è ora affidata alla società “Terna - Rete Elettrica Nazionale S.p.A”.
Le attività connesse alla fase trasmissione della filiera consistono nella pianificazione e sviluppo della rete, nel suo esercizio e nella sua manutenzione.
1.2.3. Il subsistema di distribuzione
Il subsistema di distribuzione (fig.I.3) è costituito dalle reti di distribuzione primaria e dalle reti di distribuzione secondaria, queste ultime divise, a loro volta, in reti di distribuzione a media tensione (MT) e reti di distribuzione a bassa tensione (BT);
spesso, nel gergo usuale, si fa riferimento a tale subsistema con la dizione di “impianti di distribuzione”.
Ciascuna rete di distribuzione primaria è esercita generalmente alla tensione di 150 o 130 kV, riceve energia dai nodi della rete di trasmissione attraverso le stazioni primarie ed alimenta le reti di distribuzione a MT tramite le cosiddette “stazioni AT/MT”. Ciascuna rete di distribuzione a MT è esercita generalmente alla tensione di 20 kV (ma ci sono molti valori di media tensione ancora in uso), origina dalle stazioni AT/MT e alimenta le reti di distribuzione a BT tramite numerosissime cabine MT/BT.
Le configurazioni variano in relazione alla densità di carico ed al livello di continuità di alimentazione dell'utenza, con i più disparati schemi che vanno dalla configurazione magliata a quella radiale in cui il flusso dell’energia è unidirezionale.
Ciascuna rete di distribuzione a BT è esercita alla tensione di 380 V, origina da una cabina MT/BT e realizza l'ultima fase della distribuzione fino alla consegna alle piccole utenze.
Negli anni passati la gestione del subsistema di distribuzione era affidata principalmente all’ENEL. Sulla base delle opportunità offerte dalla recente legislazione sulla liberalizzazione del mercato dell’energia, come si vedrà nel seguito, la gestione è in via di privatizzazione, anche se tale processo richiederà un numero di anni per essere completato. Anche le reti di distribuzione, come quelle di trasmissione, sono ovviamente sede di perdite di energia.
Le attività connesse alla fase distribuzione della filiera consistono nella pianificazione e sviluppo delle reti, nel loro esercizio e nella loro manutenzione.
150 o 130 kV
20 kV
380 V
Stazione primaria
Stazione AT/MT
Cabina MT/BT 380 kV
Distribuzione primaria
Distribuzione MT
Distribuzione BT Fig. I.3 – Varie parti del subsistema di distribuzione
1.2.4. Il subsistema di utilizzazione
Il subsistema di utilizzazione è costituito dalle diverse utenze elettriche (carichi elettrici). In dipendenza delle potenze richieste, alcune utenze sono alimentate a partire dalle stazioni primarie, altre dalle stazioni AT/MT, altre, infine, a partire dalle cabine MT/BT. In particolare, quelli alimentati in bassa tensione (lampade, PC, televisori, ecc.) sono caratterizzati dai più bassi valori di poteze assorbite, ma anche dalla maggiore numerosità.
È utile specificare che tra le utenze elettriche spesso si includono, nel loro complesso, i sistemi elettrici industriali e quelli di trasporto; infatti, i primi sono anche essi alimentati a partire dalle stazioni primarie o dalle stazioni AT/MT o, infine, dalle cabine MT/BT ed i secondi sono alimentati dalle stazioni primarie.
1.3. La qualità del servizio
La gestione e lo sviluppo del sistema devono assicurare l’alimentazione dei carichi con la massima continuità possibile nelle più diverse condizioni di disponibilità dei componenti (generatori, trasformatori, linee, carichi).
Affinché ciò possa avvenire, devono essere prese opportune misure di sicurezza, ben sapendo che, dal momento che l’energia elettrica non è immagazzinabile, è istante per istante che deve realizzarsi l’equilibrio tra la potenza generata e la potenza assorbita (quest’ultima comprensiva delle perdite di rete) e che ogni eventuale squilibrio, a qualunque causa sia dovuto, deve essere azzerato rapidamente mediante l’intervento di opportune regolazioni.
La sicurezza dell’esercizio si basa su due importanti garanzie.
Deve essere, innanzitutto, garantita una capacità di generazione superiore a quella prevista dalla domanda, in modo che un’adeguata riserva operativa si renda disponibile ogni qual volta l’insorgenza di eventi inattesi, quali oscillazioni impreviste dei prelievi di energia, errori nella programmazione, indisponibilità accidentale di generatori e componenti di rete, ne rendano necessario l’impiego.
Ma deve essere garantita anche la disponibilità di una rete sufficientemente sviluppata ed adeguata.
In condizioni di circuiti elettricamente sani, lo stato della rete, infatti, deve essere funzionalmente possibile, cioè deve rispettare i diversi limiti operativi (termici, di tensione, di stabilità) che ne garantiscono il buon funzionamento. In tal caso, si dice che la rete è priva di congestioni.
Particolare attenzione va posta in queste condizioni ai possibili sovraccarichi delle linee: l’intervento del sistema di protezione, scollegando la linea interessata, può comportare, in seguito alla ridistribuzione della potenza sulle altre linee, un sovraccarico di una o più di esse, innescando un processo in cascata che può portare ad un eventuale black-out del sistema.
Lo stato della rete in condizioni di funzionamento normale deve essere poi tale che, in caso di specificate perturbazioni, quali i cortocircuiti o perdita inattesa di componenti, il sistema possa mantenersi stabile e attestarsi su un nuovo stato di funzionamento possibile.
Oltre alla sicurezza, devono essere garantiti standard di qualità predefiniti. In particolare deve essere assicurato:
il mantenimento della frequenza al valore nominale, entro strettissimi limiti di tolleranza;
il mantenimento delle variazione di tensione presso ciascuna utenza entro limiti relativamente ristretti, con tolleranze diverse a seconda che si tratti di variazioni di lunga durata o di durata breve o brevissima;
il rispetto della sinusoidalità della forma d’onda di tensione fornita, anche nel caso in cui la responsabilità della deformazione derivi dall’utenza stessa.
La possibilità di rispettare gli standard consegue dal modo in cui funziona il sistema nel suo insieme.
Negli ultimi anni l’AEEG ha emanato diverse delibere atte ad icrementare il livello di qualità del servizio elettrico, sia dal punto di vista della continuità che da quello dalle qualità della forma d’onda che caratterizza l’alimentazione.
1.4. Il quadro legislativo italiano
Il 16 marzo 1999 è stato emanato il Decreto Legislativo n. 79 (Decreto Bersani) volto a recepire la direttiva europea 96/92/Ce che imponeva ai Paesi membri di definire le regole per la liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica. Il Decreto Legislativo n. 79, nel recepire la direttiva europea, ha tenuto, poi, in conto i vincoli stabiliti dall’articolo n. 36 della legge 128/98 con cui il Parlamento Italiano delegava il Governo ad emanare i decreti legislativi per l’attuazione della direttiva europea stessa.
La Direttiva Europea 96/92/Ce stabiliva un quadro di principi generali sufficientemente ampio, all’interno del quale ciascun paese membro poteva scegliere tra più opzioni possibili. Alcune delle principali linee guida di tale quadro si possono così riassumere:
viene liberalizzata l’attività di produzione, importazione ed esportazione dell’energia elettrica, nonché la costruzione e l’uso delle linee di trasporto, con il divieto di attribuire diritti esclusivi.
Le reti di trasmissione e di distribuzione sono considerate monopoli naturali che possono essere dati in concessione con obblighi e diritti conseguenti.
E’ prevista la presenza di soggetti responsabili della gestione, manutenzione e dello sviluppo delle reti di trasmissione e distribuzione, a cui debbono poter accedere gli altri operatori del mercato in condizioni di parità e senza discriminazioni. I gestori di tali reti, inoltre, devono garantire la sicurezza e l’affidabilità del servizio elettrico; essi sono scelti dallo Stato o dalle imprese proprietarie delle reti di trasmissione e di distribuzione.
E’ imposta la presenza di utenti, detti “clienti idonei”, i quali possono acquistare energia elettrica a prezzi liberi da qualsiasi produttore, distributore o grossista.
Nel 2004 la Commissione Europea ha approvato la nuova Direttiva relativa al mercato interno dell’elettricità (2003/54/CE), che modifica e abroga le Direttive 96/92/CE e 90/547/CEE.
Le novità introdotte dalla nuova direttiva riguardano principalmente l’apertura completa del mercato dal lato della domanda e l’adozione di una serie di misure concrete per garantire parità di condizioni dal lato dell’offerta al fine di ridurre il rischio
di posizioni dominanti (ad esempio, l’istituzione obbligatoria di un Autorità di regolazione come organismo indipendente dagli interessi dell’industria dell’energia elettrica, preposto ad assicurare l’effettiva concorrenza, il funzionamento del mercato e comportamenti non discriminatori).
Alcuni dei principali vincoli stabiliti dalla legge delega 128/98 si possono così riassumere:
deve essere applicata una tariffa unica nazionale ad utenti, detti “clienti vincolati”, i quali stipuleranno contratti di fornitura con il distributore che esercita il servizio nella loro area territoriale;
va istituito un unico gestore della rete di trasmissione;
va istituito un intermediario, detto “Acquirente unico”, che garantisca ai clienti vincolati la disponibilità di energia elettrica, la gestione dei contratti, la fornitura e la tariffa unica di cui al primo punto;
deve essere incentivato l’uso delle energie rinnovabili e il risparmio energetico.
Tenendo conto della direttiva europea 96/92/Ce e della legge delega 128/98, il decreto legislativo 79/99 ha definito gli elementi fondamentali del nuovo assetto dell’energia elettrica in Italia. Tale decreto prevedeva diversi operatori del mercato dell’energia. Si ricordano:
i Produttori;
il Gestore della rete di trasmissione;
i Distributori;
i Clienti idonei e vincolati;
l’Acquirente Unico;
il Gestore del Mercato.
La situazione attuale, oltre che dal DL 79/99 e dai suoi provvedimenti di attuazione, è anche determinata da altre innumerevoli leggi e decreti emanati successivamente al suddetto decreto, quali i recenti DM 29 aprile 2009 del Ministero dello Sviluppo Economico dal titolo “Indirizzi e direttive per la riforma della disciplina del mercato elettrico ai sensi dell’art. 3 della legge 28 gennaio 2009 n. 2. Impulso all’evoluzione dei mercati a termine organizzati e rafforzamento delle funzioni di monitoraggio sui mercati elettrici” e la Legge 23 luglio 2009 n. 99.
1.4.1. I Produttori
Il decreto 79/99 stabilisce la libera concorrenza tra i produttori. A nessun soggetto è consentito di produrre o importare più del 50% del totale dell’energia elettrica prodotta e importata in Italia. A tal fine l’ENEL S.p.A.4 ha ceduto circa 15000 MW della propria potenza installata (circa il 25% del suo parco impianti); sono stati individuati gli impianti da cedere (14 termoelettrici e 7 idroelettrici) prevedendone l’accorpamento in 3 Società: Eurogen, Elettrogen ed Interpower cui sono stati conferiti impianti per circa 7000, 5000 e 2500 MW, rispettivamente.
4 Dopo oltre 35 anni dalla sua nascita, avvenuta nel 1962, l’ENEL si è trasformata in società per azioni assumendo la denominazione di ENEL S.p.A., a cui sono state trasferite in concessione le attività del vecchio ente.
Nel nuovo assetto di libero mercato della produzione di energia elettrica furono eliminate le forme di incentivo previste dalla legislazione precedente per la produzione da fonti rinnovabili e da impianti industriali ad elevata efficienza energetica (impianti di cogenerazione ed impianti a recupero di energia) 5, in quanto gli incentivi statali possono creare delle deformazioni del mercato concorrenziale.
Per favorire la produzione da fonti rinnovabili, il decreto n. 79/99 ha inizialmente imposto l’obbligo per i produttori che immettono nel sistema elettrico quantità di energia che eccedono i 100 GWh/anno (al netto della cogenerazione e degli autoconsumi) di immettere anche una quota di energia prodotta da nuovi impianti da fonti rinnovabili in misura di valore pari al 2% della quantità di energia eccedente i 100 GWh stessi; questa quota è stata, aumentata dal 2003 al 2006 dello 0,35% e, poi, dal 2007 dello 0,75% (superando negli ultimi anni il 6%). Tali fonti di energia, essendo a ridotissimo impatto ambientale, hanno anche la priorità assoluta di immissione in rete;
dopo tale fonte, ha priorità di immissione, essendo caratterizzati da elevati rendimenti, l’energia prodotta da impianti di cogenerazione.
E’ assicurata un’adeguata remunerazione degli investimenti in nuovi impianti da fonti rinnovabili attraverso la creazione di un libero mercato dei cosidetti certificati verdi. I certificati verdi sono emessi dal Gestore dei Servizi Energetici per un periodo massimo di otto anni a favore dei produttori che ne fanno richiesta. Questi ultimi potranno a loro volta vendere i certificati agli operatori soggetti ad obbligo, ad un prezzo determinato dal mercato. Il Gestore, potendo a sua volta emettere certificati propri, assume una funzione di stabilizzatore del mercato compensandone eventuali fluttuazioni del prezzo. Gli impianti aventi diritto alla certificazione sono quelli alimentati da fonti rinnovabili pure (escluse le fonti assimilate) entrati in esercizio dopo l’11 aprile 1999 a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento e riattivazione.
1.4.2. Il Gestore della Rete di Trasmissione
Le attività di trasmissione e ripartizione della produzione, ivi compresa la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale, sono state riservate allo Stato e attribuite inizialmente in concessione ad un’unica Società per Azioni, che fu a suo tempo denominata “Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale” (GRTN).
Il GRTN, tra le sue varie funzioni, ha gestito per alcuni anni la rete di trasmissione indipendentemente dalla proprietà della stessa, ha gestito i flussi di energia, le interconnessioni ed i servizi ausiliari necessari, ha garantito la sicurezza, l’affidabilità, l’efficienza ed il minor costo dei servizi e degli approvvigionamenti, ha deliberato gli interventi di manutenzione e di sviluppo della rete, ha assicurato l’accesso alla rete in termini paritetici a tutti gli aventi diritto, e ha gestito gli impianti alimentati da fonti rinnovabili.
A seguito del DPCM 11 maggio 2004, invece, la società responsabile in Italia del dispacciamento e della trasmissione dell’energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione su tutto il territorio nazionale è diventata “Terna - Rete Elettrica
5 Legge n. 10 del 9/1/91, nella fase di realizzazione, e provvedimenti del CIP e dell’Autorità per l’energia e per il gas, nella fase di funzionamento.
Nazionale S.p.A”. Tale assetto è il risultato dell’acquisizione nel mese di novembre 2005, da parte di tale ultima Società, del ramo di azienda del GRTN che fino ad allora aveva svolto tali compiti.
Terna-RTN, oltre alle suddette funzioni, ha anche la proprietà di oltre il 90%
della Rete di Trasmissione Nazionale cioè della rete ad alta e altissima tensione.
Il GRTN è scomparso e le sue competenze connesse alle fonti rinnovabili sono passate al GSE – Gestore dei Servizi Energetici, che, come si vedrà nel seguito, è titolare anche di altri significativi compiti.
1.4.3. I Distributori
I Distributori operano in regime di concessione trentennale e sono remunerati in base a tariffe stabilite dall’Autorità. Essi sono obbligati a connettere alle proprie reti tutti i soggetti che ne facciano richiesta, senza compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche nonché le disposizioni emanate in materia di tariffe, contributi ed oneri. Al fine di ridurre, almeno nei comuni dove ENEL e municipalizzate operavano insieme, la posizione di preminenza dell’ENEL sul territorio nazionale, il Decreto n. 79/99 prevedeva l’unicità della concessione per ambito comunale e favoriva, nei comuni dove operano più distributori, iniziative di aggregazione negoziate tra le parti.
1.4.4. I Clienti idonei e vincolati
I clienti idonei possono acquistare energia elettrica da qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia sia all’estero. Nella categoria sono stati nei vari anni ed a doverso titolo comprese svariate tipologie di utenti, i cui consumi, inizialmente erano particolarmente elevati (ad esempio, non inferiori a 9 GWh). Attualmente, la legge 239/04 prevede, in linea con la direttiva comunitaria 2003/54/CE, che, a decorrere dal 1/7/2007, è cliente idoneo ogni cliente finale. Oggi, quindi, praticamente chiunque può avere la qualifica di cliente idoneo.
I clienti vincolati erano, invece, quelli legittimati a stipulare contratti esclusivamente con il distributore della zona territoriale dove essi si trovavano. Ad essi era assicurata parità di trattamento, anche tariffaria, su tutto il territorio nazionale.
1.4.5. L’Acquirente Unico
Il decreto n. 79/99 prevedeva la costituzione di una società per azioni denominata Acquirente Unico, che è stata costituita il 5/11/99 e che ha, appunto, il compito di stipulare e gestire contratti di fornitura ai clienti vincolati, garantendo loro parità di trattamento. Attualmente il GSE controlla il 100% dell’Acquirente Unico.
L’Acquirente Unico (AU) prima del luglio 2007 aveva il compito di stipulare e gestire contratti di fornitura per i clienti vincolati garantendo loro parità di trattamento.
Dopo il luglio 2007 l’AU ha il compito di stipulare e gestire contratti di fornitura per i clienti che hanno diritto al regime di maggior tutela o di salvaguardia.
I Clienti aventi diritto al servizio di maggior tutela sono, dal 1° luglio 2007, tutti i clienti finali domestici e le piccole imprese con i punti di prelievo nella titolarità della
singola impresa connessi in bassa tensione. I Clienti aventi diritto al servizio di salvaguardia sono quei clienti finali che si trovino senza un fornitore di energia elettrica sul mercato libero e risultino essere:
imprese che non abbiano ancora esercitato il diritto di scegliere il proprio fornitore sul mercato libero e siano intestatarie di almeno un sito in media tensione o alta tensione;
imprese titolari di soli siti in bassa tensione con oltre 50 dipendenti o con un fatturato annuo superiore a 10 milioni di euro.
In Figura I.4 si riportano i modelli di riferimento per la compravendita dell’energia elettrica prima e dopo il 1 luglio 2007.
Fig. I.4 – Evoluzione della liberalizzazione dal lato dei clienti finali
1.4.6. Il Gestore del Mercato
L’organizzazione e la gestione economica del mercato dell’energia elettrica è affidata ad una Società per azioni, oggi denominata Gestore dei Mercati Energetici (GME). Ad essa è affidata la gestione delle offerte di vendita e di acquisto dell’energia elettrica e di tutti i servizi connessi. Il GME è interamente controllato dal GSE (a sua volta controllato dal Ministero dell’Economia e delle Finanze).
Il GME organizza il mercato sulla base di criteri di neutralità, trasparenza e non discriminazione assicurando la concorrenza tra operatori e l’efficienza nel settore.
Il modello di mercato adottato in Italia prevede la coesistenza di contratti bilaterali (fisici) e di transazioni di compravendita che avvengono all’interno di una Borsa dell’energia (Figura I.4), in modo da attuare il cosiddetto “modello di dispacciamento misto”, così definito per distinguerlo dal “modello di dispacciamento passante puro” che non prevede la borsa e dal “modello di dispacciamento di solo merito” che prevede, invece, solo transazioni di borsa.
In poche parole, gli operatori del mercato (produttori/importatori da una parte e acquirenti dall’altra, ad esclusione dei clienti vincolati) possono stipulare contratti
bilaterali in cui l’entità e le condizioni di fornitura sono negoziate liberamente tra le parti. Altra forma di contrattazione competitiva può avvenire in borsa, secondo meccanismi di formazione dei prezzi di vendita/acquaisto che sono dettati dalle regole proprie della borsa stessa.
1.5. I Mercati dell’energia elettrica
Senza entrare nel dettaglio della organizzazione del Mercato Elettrico, si vuole qui innanzitutto evidenziare che l’organizzazione del Mercato è denominata “a mercato decomposto” e prevede la presenza del “Mercato dei servizi primari” e del “Mercato dei servizi ausiliari”. Nel primo avvengono le transazioni “di massima”, il secondo permette la realizzazione in sicurezza dell’equilibrio fisico tra offerta e domanda, consentendo di far fronte agli sbilanciamenti tra i flussi programmati e quelli reali e di acquisire le risorse per costituire le riserve varie per le regolazioni e per il riavviamento in caso di black out.
Più specificatamente, il mercato elettrico, comunemente indicato come “Borsa elettrica”, consente a produttori, consumatori e grossisti di stipulare contratti tipicamente orari di acquisto e vendita di energia elettrica. Le transazioni si svolgono su una piattaforma telematica alla quale gli operatori si connettono attraverso la rete internet, con procedure di accesso sicuro, tramite certificati digitali, per la conclusione on-line di contratti di acquisto e di vendita di energia elettrica.
Il mercato elettrico, che si ripete è gestito dal GME, si articola in (Figura I.5):
1) Mercato elettrico a pronti (MPE), il cui si aggiudicano transazioni di acquisto/vendita relative ad ognuna dele 24 ore di una giornata, composto da:
a) Mercato del Giorno Prima (MGP) dove i produttori, i grossisti ed i clienti finali idonei possono vendere/acquistare energia elettrica per il giorno successivo (nel seguito il giorno successivo, che è quello a cui si riferiscono le transazioni, verrà denominato “stesso giorno”). Tale mercato si apre alle 8.00 del 9° giorno antecedente e si chiude alle 9.00 del giorno prima.
b) Mercato Infragiornaliero (MI) dove i produttori, i grossisti ed i clienti finali possono modificare i programmi di immissione/prelievo determinati su MGP. Tale mercato si articola in due sedute che si svolgono con orari di chiusura differenti ed in successione. Le due sedute si aprono alle 10.30 del giorno prima e si chiudono una alle 12 e l’altra alle 15 dello stesso giorno.
c) Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD), nel quale Terna si approvvigiona dei servizi di dispacciamento necessari alla gestione ed al controllo del sistema elettrico. Il MSD si articola in fase di programmazione (MSD ex-ante) e Mercato del Bilanciamento (MB). Il MSD ex-ante si apre alle 15.30 del giorno prima, non dura meno di 1 ora e può arrivare a chiudersi alle 17.00 del giorno prima. Il Mercato di bilanciamento si svolge in più sessioni (attualmente 5) che si chiudono nello stesso giorno.
2) Mercato elettrico a termine dell’energia elettrica con obbligo di consegna e ritiro (MTE), dove gli operatori possono vendere/acquistare forniture future di
energia elettrica. Tale mercato consente di negoziare energia elettrica su orizzonti temporali più estesi di quelli giornalieri di cui al MPE, e cioè il mese, il trimestre e l’anno.
3) Piattaforma per la consegna fisica dei contratti finanziari conclusi sull’IDEX (CDE), dove vengono consegnati i contratti finanziari derivati sull’energia elettrica conclusi sull’IDEX - segmento del mercato degli strumenti finanziari derivati di Borsa Italiana S.p.A. dedicato alla negoziazione degli strumenti finanziari derivati sull’energia elettrica - relativamente ai quali l’operatore abbia richiesto di esercitare l’opzione di consegna fisica sul mercato elettrico.
Nell’ambito dell’organizzazione e gestione economica del mercato elettrico, al GME è affidata, inoltre, l’organizzazione delle sedi di contrattazione dei certificati verdi (attestanti la produzione di energia da fonti rinnovabili), dei titoli di efficienza energetica (cosiddetti “certificati bianchi”, attestanti la realizzazione di politiche di riduzione dei consumi energetici) e delle Unità di Emissione.
Il GME gestisce, inoltre, ai sensi dell’Allegato A alla Delibera AEEG n. 111/06 e ss.mm.ii la Piattaforma dei conti energia a termine per la registrazione di contratti bilaterali a termine di compravendita di energia elettrica conclusi al di fuori del sistema delle offerte.
Fig. I.5 – I mercati elettrici in Italia
Nel seguito ci si soffermerà brevemente solo sul Mercato del giorno prima dell’energia, per dare un esempio di come si articolano le fasi di svolgimento di una seduta di borsa. Verranno poi presi in esame il Mercato Infragiornaliero ed il Mercato dei Servizi di Dispacciamento; infine, si faranno alcuni cenni ai Mercati dei certificati verdi, dei titoli di efficienza energetica e delle unità di emissione (Mercati per l’Ambiente).
1.5.1. 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 20 40 60 80 100 120 140 160
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000
MWh
A1 --- 250
A2 33 200
A3 --- 550
A4 100 350
A5 117 500
A6 150 400
A7 67 350
A8 83 450
A9 50 250
A10 17 100
Offerte di acquisto Acquirente Prezzo offerta
(Euro/MWh)
Quantita' offerta (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 rispettati
Scambio di energia tra
zone
Programma di produzione su base
nazionale
Programma di produzione compatibile con i
vincoli Separazione
zone di mercato
Prezzo unico nazionale
Prezzo zona che importa
Prezzo zona che esporta
Prezzo unico zonale
SI
NO
>
Zona A P = 25 GWh C = 15 GWh
Zona B P = 8 GWh C = 18 GWh
Transito limite = 5 GW
Transito = 10 GW
P tot = 33 GWh C tot = 33 GWh
Prezzo di equilibrio 90 Euro/kWh
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.
1.5.2. Esempio: Dispacciamento di tipo Zonale
Si supponga che, al mercato del giorno prima si abbiano le seguenti offerte di acquisto e vendita riportate nelle Tabelle I.3 in cui ciascun venditore e acquirente è
Zona A Zona B
Transito limite = 5 GW
Transito = 5 GW
P = 20 GWh C = 15 GWh Prezzo A = 80 Euro/kWh
P = 13 GWh C = 18 GWh Prezzo B = 100 Euro/kWh
Incremento del corrispettivo di trasmissione =
= 5*(100 – 80) = 100 M.ni di Euro
contrassegnato con la lettera A oppure B a seconda che sia situato nell’area geografica A oppure B (si ritiene che il territorio sia identificato in varie aree).
Le offerte, ordinate secondo il merito economico, sono espresse nelle tabelle I.4.
Aggregando le relative curve, si perviene all’ equilibrio di mercato mostrato in Fig. I.126, corrispondente alla situazione in cui il prezzo di equilibrio è di 100 €/MWh e la quantità di energia scambiata è pari a 2050 MWh (Fig. I.13).
Si supponga che il limite di transito di energia nella linea di trasmissione che collega le due zone sia pari a 200 MWh.
P1 (A) 0 50
P2 (A) 20 100
10 120
20 40
35 100
60 150
100 40
P4 (A) 35 200
P5 (A) 70 150
P6 (B) 100 400
P7 (B) 125 450
10 160
45 400
95 200
140 60
180 50
P9 (B) 165 220
P10 (B) 175 500
P3 (A)
P8 (A)
Prezzo offerta (Euro/MWh)
Quantita' offerta (MWh) Produttore
Offerte di vendita
A1 (B) -- 250
A2 (A) 33 200
A3 (B) -- 550
A4 (A) 100 350
A5 (A) 117 500
A6 (A) 150 400
A7 (B) 67 350
A8 (B) 83 450
A9 (B) 50 250
A10 (B) 17 100
Offerte di acquisto Acquirente Prezzo offerta
(Euro/MWh)
Quantita' offerta (MWh)
Tabella I.3: Offerte di acquisto e vendita (MWh, Euro/MWh)
Ordine di merito economico Produttore P.zo offerta
(Euro/MWh)
Q.tà offerta (MWh)
Q.tà aggregata
(MWh)
P1 (A) 0 50 50
P3 (A) 10 120 170
P8 (A) 10 160 330
P2 (A) 20 100 430
P3 (A) 20 40 470
P3 (A) 35 100 570
P4 (A) 35 200 770
P8 (A) 45 400 1170
P3 (A) 60 150 1320
P5 (A) 70 150 1470
P8 (A) 95 200 1670
P3 (A) 100 40 1710
P6 (B) 100 400 2110
P7 (B) 125 450 2560
P8 (A) 140 60 2620
P9 (B) 165 220 2840
P10 (B) 175 500 3340
P8 (A) 180 50 3390
Ordine di merito economico
Acquirente
P.zo offerta (Euro/MWh)
Q.tà offerta (MWh)
Q.tà aggregata (MWh)
A1 (B) Inf 250 250
A3 (B) Inf 550 800
A6 (A) 150 400 1200
A5 (A) 117 500 1700
A4 (A) 100 350 2050
A8 (B) 83 450 2500
A7 (B) 67 350 2850
A9 (B) 50 250 3100
A2 (A) 33 200 3300
A10 (B) 17 100 3400
Tabella I.4: Offerte ordinate per merito economico (MWh, Euro/MWh)
6 Si noti che le curve aggregate in figura non riproducono in maniera evidente gli acquirenti che non danno indicazione di prezzo e i produttori che offrono a prezzo nullo. In corrispondenza delle quantità relative alle loro offerte, infatti, la curva dovrebbe assumere la forma di una linea verticale che va rispettivamente a infinito e a zero e che, nei grafici riportati non compare.
Fig. I.12: Equilibrio prima della separazione in zone
Zona A P=1710MWh C=1250MWh
Zona B P=340MWh C =800MWh
Transito limite=200MW
Transito =460MW
P tot =2050MWh C tot =2050MWh
Prezzo di equilibrio 100 Euro/MWh
Fig. I.13 Situazione di equilibrio prima della separazione in zone
Come si evince dalla Fig. I.13, la dislocazione dei produttori e degli acquirenti nel territorio impone un transito di energia di 460 MW nella linea di trasmissione che collega le due zone. Nel corso del controllo di compatibilità tecnica si rileva che l’entità del transito di energia tra le zone A e B è superiore al limite ammesso (200MW) e si effettua, quindi, un dispacciamento di tipo zonale.
Si determina, quindi, per ogni zona un punto di equilibrio diverso. Gli equilibri indipendenti di ogni singola zona si identificano imponendo che l’energia importata o esportata da ciascuna zona sia pari alla capacità limite di trasporto in sicurezza. In particolare, 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.
A seguito di tale assunzione si ottengono le seguenti offerte di mercato nella zona A riportate in Tabella I.5 in cui l’offerta di acquisto senza indicazione di prezzo corrisponde all’esportazione massima. Il prezzo di equilibrio è di 70 €/MWh corrispondente ad una quantità di energia pari a 1450 MWh (di cui 200 MWh sono quelli esportati alla zona B) (Fig. I.14).
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
MWh
€/MWh
