3. PJM.
3.1 Struttura del PJM.
Il PJM (Pennsylvania, New Jersey e Maryland) è un mercato elettrico che riunisce, oltre agli stati dai quali prende il nome, anche altri stati o porzioni di questi, come Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Michigan, North Carolina, Ohio, Tennessee, Virginia, West Virginia e il District of Columbia. L’area attualmente servita ed in ulteriore fase di espansione, è popolata approssimativamente da 51 milioni di persone e il picco di domanda si aggira attorno ai 131.000MW.
La figura seguente mostra la porzione di territorio statunitense coperta da tale mercato. Nella legenda sono riportate le 17 zone nelle quali il mercato è suddiviso. Per zona si intende la porzione di territorio ricoperta da uno specifico Transmission Owner, da non confondersi dunque con il concetto di zona comunemente usato nel contesto dei mercati elettrici. Ricordiamo infatti che il PJM è un mercato a prezzi nodali.
3.2 Tariffe di trasmissione.
In accordo con la direttiva FERC (Federal Energy Regulatory Commission) 888, i proprietari della trasmissione (TO) hanno dato vita ad un sistema di tariffe chiamato PJM Open Access Transmission Tariff. La tariffa di trasmissione abilita al libero uso del servizio di trasmissione, fornendo la possibilità di trasferire potenza da un punto all’altro della rete e di offrire i servizi ancillari necessari al mantenimento del sistema in condizioni di sicurezza. Ciascun TO nel PJM è firmatario del PJM Open Access Transmission Tariff. Questi hanno collettivamente delegato la responsabilità di amministrare il PJM Open Access Tariff a PJM, assumendosi la responsabilità di progettare o installare nuove strutture di trasmissione per soddisfare le crescenti richieste per il servizio di trasmissione dell’energia elettrica.
PJM nel ruolo di operatore di sistema, gestisce il funzionamento di queste strutture, in accordo con il “PJM Operating Agreement” svolgendo le seguenti funzioni:
• funge da Transmission Provider e da operatore di sistema per le regioni del PJM; • sostiene OASIS1;
• gestisce le operazioni per il servizio di trasmissione; • conduce studi sull’impatto del sistema e delle strutture; • stila una lista delle transazioni;
• dirige ridispacciamenti, tagli, ed interruzioni;
• distribuisce ai TO i guadagni derivanti dalla trasmissione.
Il PJM è un mercato di tipo centralizzato dove il gestore del mercato è anche il gestore della rete. Tale funzione è ricoperta dal cosiddetto Office of the Interconnection (OI), che opera nel mercato di scambio dell’energia con le seguenti funzioni:
• Amministrare il mercato elettrico PJM; • dispacciare le risorse della generazione;
1 Open Access Same-Time Information System (OASIS): è il sistema di informazione e della condotta
• Ricevere (distribuire) pagamenti dai (ai) partecipanti al mercato; • Gestire la fornitura degli Ancillary Service;
• Gestire il sistema elettrico in condizioni di sicurezza ed affidabilità; • Risolvere le congestioni sulla rete.
3.3 Parametri delle tariffe di trasmissione.
Il PJM è diviso in due distinti metodi di dispacciamento delle risorse della generazione, e cioè:
• Self-scheduled : generatori e carichi possono accordarsi tramite contratti bilaterali per la compravendita di energia elettrica senza presentare offerte in borsa. Il dispacciamento viene allora auto eseguito dalle unità di generazione stesse, le quali devono preventivamente informare OI sui transiti di potenza immessa, sul punto di immissione e su quello di prelievo, per permettere a questo di verificarne che non si vengano a creare delle congestioni.
• Pool-scheduled : i partecipanti al mercato offrono la propria energia nel mercato del giorno prima ( Day-ahead Energy Market) e sono dispacciati da OI sulla base dei principi riportati in [32].
Il servizio di trasmissione sarà a sua volta diviso in due parti come conseguenza di quanto appena riportato:
• Point-To-Point Transmission Service : è il servizio di trasmissione riservato alle unità del tipo Self-scheduled, ed è ulteriormente diviso in due servizi differenziati dal grado di interrompibilità associato, e cioè ;
Firm Point-to-Point Transmission Service: è il servizio di trasmissione riservato e programmato per il trasporto di energia fra due specifici punti di consegna e di prelievo. Nel caso si presenti la necessità di interrompere la trasmissione questo servizio sarà l’ultimo ad essere decurtato;
Non-Firm Point-to-Point Transmission Service: è il servizio di trasmissione che è riservato e programmato come quello precedente, differenziato però su una base di disponibilità, soggetto quindi ad alleggerimenti o ad interruzioni di carico;
• Network Integration Transmission Service : è il servizio di trasmissione dedicato alle unità Pool-scheduled.
Verranno adesso analizzate in dettaglio le due tipologie di servizi di trasmissione.
3.3.1 Point-To-Point Transmission Service.
In questo mercato, un produttore ed un consumatore che stipulano un contratto bilaterale tra di loro per la fornitura ed il prelievo dell’energia elettrica, usufruiranno del Point-To-Point Transmission Service: questo significa che i clienti di questo servizio acquistano dal gestore della rete un servizio di trasmissione dal punto di immissione dell’energia elettrica fino al punto di consegna. Come visto al paragrafo precedente, a seconda della possibilità da parte del gestore della rete di interrompere la trasmissione dell’energia elettrica, questo servizio sarà differenziato nelle seguenti due parti.
Firm Point-To-Point Transmission Service.
Per il servizio di trasmissione del tipo Point-to-Point, nel caso Firm, è prevista una ulteriore divisione in base alla durata del servizio richiesto. Si parlerà di Long-Term Firm Point-To-Point Transmission Service se la durata del servizio avrà la durata minima di un anno fino ad un massimo specificato nel Service Agreement (si veda [32]), mentre il Short-Term Firm Point-To-Point Transmission Service potrà durare un giorno (differenziando fra giorno lavorativo e il weekend), una settimana od un mese.
Fatte le dovute eccezioni (si veda [32]), questo tipo di servizio viene reso disponibile sulla base del criterio “il primo arrivato è il primo ad essere servito”. Se il sistema di trasmissione inizia ad essere sovrarichiesto, le richieste per il servizio Long-Term Firm Point-To-Point Transmission o per il Network Integration Transmission potranno essere effettuate
esercitando il diritto di prelazione per il servizio di trasmissione mensile due mesi prima l’inizio del servizio mensile. Diversamente, richieste per servizi di lungo termine non potranno essere effettuate esercitando il diritto di prelazione per servizi di breve termine. Nel caso in cui il sistema di trasmissione non sia sufficiente ad assicurare il servizio di lungo termine senza minare l’affidabilità e la qualità del servizio di trasmissione, i Transmission Owers saranno obbligati ad espandere il sistema di trasmissione soddisfacendo le richieste specifiche riportate ancora una volta in [32].
Un appunto importante riguarda la gestione delle interruzioni programmate di carico da parte del gestore della rete. Nel caso si renda necessario interrompere il servizio o parte di esso per alleviare le congestioni che si vengono inevitabilmente a creare, dovrà essere adottato un criterio non discriminatorio. Comunque i primi clienti ad essere interrotti saranno quelli del tipo Non-Firm ed in seguito quelli di tipo Firm. Per ulteriori dettagli si rimanda a [32].
Il PJM calcola per ciascun cliente (si veda [31]), le tariffe per l’uso del servizio di tipo Firm seguendo la procedura riportata sotto:
1. PJM stila una lista dei clienti della trasmissione; 2. PJM recupera le seguenti informazioni:
una lista dei contratti dei clienti della trasmissione del tipo Firm Point-to-Point Transmission Service;
le quote delle transazioni per il Firm Point-to-Point.
3. PJM calcola la tariffa di trasmissione ($) per ciascuna transazione come di seguito:
SC AFPtPTCR
TSC = ⋅
dove:
TSC Transmission Service Charge: tariffa per il servizio di trasmissione;
AFPtPTCR Aplicable Firm Point to Point Transaction Charge Rate: quota applicabile al servizio del tipo Firm Point-to-Point Transmission Service (in $/kW) differenziata a seconda della durata del servizio richiesto (si veda la tabella 3.1);
SC Service Contract: contratto del servizio, cioè la capacità di potenza riservata per uno specifico contratto.
4. PJM calcola la tariffa mensile per ciascun cliente sommando la tariffa del servizio di trasmissione individuale per ciascuna periodo.
Vengono poi fatti degli aggiustamenti settimanali in modo che la tariffa per la domanda giornaliera in ogni settimana non ecceda la quota settimanale. La procedura attuata da PJM per la determinazione di questi possibili scostamenti giornalieri dalla quota mensile, si articola in una serie di step che è possibile reperibile consultando [31].
L’ammontare risultante dall’applicazione delle tariffe di trasmissione raccolte da PJM per questo tipo di servizio, sono in seguito correttamente ripartite agli appropriati Transmission Owner sotto forma di crediti, seguendo una opportuna procedura riportata in [31].
La tabella seguente riporta i dati delle tariffe di trasmissione ($/kW) relative al servizio di tipo Firm (sia long term che short term) nelle varie zone del PJM:
POINT OF
DELIVERY CHARGEYEARLY MONTHLY CHARGE WEEKLY CHARGE DAILY ON-PEAK1 CHARGE DAILY OFF-PEAK2 CHARGE Border of PJM 18.888 1.574 0.3632 0.0726 0.0519 AE Zone 23.809 1.984 0.4580 0.0920 0.0650 BG&E Zone 15.675 1.306 0.3010 0.0600 0.0430 Delmarva Zone 19.378 1.615 0.3730 0.0750 0.0530 JCPL Zone 15.112 1.259 0.2906 0.0581 0.0414 MetEd Zone 15.112 1.259 0.2906 0.0581 0.0414 Penelec Zone 15.112 1.259 0.2906 0.0581 0.0414 PECO Zone 26.264 2.189 0.5051 0.1010 0.0722 PPL Zone 22.507 1.876 0.4328 0.0866 0.0618 Pepco Zone 20.999 1.750 0.4040 0.0810 0.0580 PSE&G Zone 23.696 1.975 0.4557 0.0911 0.0651 AP Zone 20.847 1.737 0.4009 0.0802 0.0573 Rockland Zone 32.114 2.676 0.6176 0.1235 0.0882 ComEd Zone 12.201 1.017 0.2346 0.0469 0.0334
AEP East Zone 17.040 1.420 0.3268 0.0654 0.0467
Dayton Zone 15.674 1.306 0.3014 0.0603 0.0431
Duquesne Zone 14.17 1.18 0.27 0.0540 0.0386
Dominion Zone 12.79297 1.06608 0.24602 0.04920 0.03505
L’apice 1 all’interno della tabella indica i giorni dal lunedì al venerdì eccetto alcuni giorni particolari, come il giorno della Memoria, il Natale, l’ultimo ed il primo giorno dell’anno, il Giorno dell’Indipendenza, le festività in generale come riportato in [32]. L’apice 2 indica invece i giorni del sabato e della domenica inclusi i giorni precedentemente menzionati.
Non-Firm Point-To-Point Transmission Service.
Per i clienti con contratto di servizio Non-Firm, esiste solo la possibilità di stipulare contratti di fornitura che rientrano in un range di tempo che spazia da un minimo di un’ora ad un massimo di un mese. All’acquirente del Non-Firm Point-To-Point Transmission Service sarà comunque permesso di acquistare un ulteriore periodo di disponibilità per la trasmissione ancora prima che il termine del contratto (ad esempio mensile) sia scaduto. In questa maniera il periodo di tempo totale per il quale un cliente avrà il diritto all’utilizzo del servizio di trasmissione, potrà essere superiore a un mese.
Questo tipo di servizio sarà reso disponibile in funzione della capacità di trasporto rimasta disponibile una volta che sia stato assicurato ai clienti del tipo Network ed a quelli del tipo Firm (sia long term che short term) un servizio affidabile, garantendo la più alta priorità di assegnamento a coloro che richiederanno un servizio di maggiore durata.
Come già detto nel paragrafo precedente, il primo servizio ad essere interrotto nel caso si presenti la necessità di distaccare dei carichi al fine di mantenere la sicurezza del servizio, è quello di tipo Non-Firm. L’interruzione del servizio sarà fatta in modo tale da soddisfare prima di tutto il servizio Firm, e solo successivamente quello Non-Firm. Diversamente a quanto avviene nel caso precedente, qualora la capacità di trasporto dedicata a questo servizio dovesse risultare insufficiente, i TO non sono obbligati a pianificare uno sviluppo del sistema di trasmissione per soddisfare la domanda.
Le tariffe per questo tipo di servizio (si veda [31]), sono calcolate mensilmente per ciascun cliente sulla base capacità di trasporto riservatagli. Le operazioni che portano alla determinazione della tariffa sono le seguenti:
2. PJM recupera le seguenti informazioni:
una lista dei contratti dei clienti della trasmissione per il servizio Non-Firm Point-to-Point Transmission Service;
la quota della tariffa oraria per le transazioni del tipo Non-Firm Point-to-Point; l’ammontare orario della potenza tagliata da PJM;
la quota della tariffa oraria delle congestioni associata con ciascuna restrizione; 3. PJM calcola la tariffa ($) per ciascuna ora nel modo seguente:
(
)
[
HDCR]
HCGHNFTSC= ⋅ MW riservati-MW tagliat i − dove:
HNFTSC Hourly Non Firm Transmission Service Charge: tariffa oraria del servizio Non-Firm;
HDCR Hourly Demand Charge Rate: quota della tariffa oraria;
HCG Hourly Congestion Charge: tariffa oraria delle congestioni. Questa viene conteggiata solo nel caso in cui sia maggiore di zero.
Se il risultato di questo calcolo risulta negativo, la tariffa viene impostata a zero.
4. PJM calcola la tariffa finale per ciascun cliente sommando le quote individuali risultanti dalla formula precedente.
Come nel caso del servizio di tipo Firm, anche per questo è previsto che le quote delle tariffe di trasmissione raccolte da PJM, siano poi ripartite ai singoli Transmision Owner sotto forma di credito. Per maggiori chiarimenti si rimanda a [31], dove è possibile reperire anche la procedura adottata a tale scopo.
La tabella seguente riporta i dati delle tariffe di trasmissione relative al servizio di tipo Non-Firm nelle varie zone del PJM. È da sottolineare della tariffa mensile, settimanale e giornaliera è riferito al consumo di energia ($/kWh), mentre la tariffa oraria su quello della potenza ($/kW).
POINT OF
DELIVERY MONTHLY CHARGE WEEKLY CHARGE DAILY ON-PEAK1 CHARGE DAILY OFF-PEAK2 CHARGE HOURLY ON-PEAK3 CHARGE HOURLY ON-PEAK4 CHARGE Border of PJM 1.574 0.3632 0.0726 0.0519 4.54 2.16 AE Zone 1.984 0.4580 0.0920 0.0650 5.7 2.72 BG&E Zone 1.306 0.3010 0.0600 0.0430 3.8 1.80 Delmarva Zone 1.615 0.3730 0.0750 0.0530 4.6 2.21 JCPL Zone 1.259 0.2906 0.0581 0.0414 3.6 1.73 MetEd Zone 1.259 0.2906 0.0581 0.0414 3.6 1.73 Penelec Zone 1.259 0.2906 0.0581 0.0414 3.6 1.73 PECO Zone 2.189 0.5051 0.1010 0.0722 6.3 3.01 PPL Zone 1.876 0.4328 0.0866 0.0618 5.4 2.58 Pepco Zone 1.750 0.4040 0.0810 0.0580 5.0 2.40 PSE&G Zone 1.975 0.4557 0.0911 0.0651 5.7 2.71 AP Zone 1.737 0.4009 0.0802 0.0573 5.0 2.39 Rockland Zone 2.676 0.6176 0.1235 0.0882 7.7 3.67 ComEd Zone 1.017 0.2346 0.0469 0.0334 2.9 1.39
AEP East Zone 1.420 0.3268 0.0654 0.0467 4.09 1.95
Dayton Zone 1.306 0.3014 0.0603 0.0431 3.77 1.79
Duquesne Zone 1.18 0.27 0.0540 0.0386 3.38 1.61
Dominion Zone 1.06608 0.24602 0.04920 0.03505 3.08 1.46
Tabella 3.2: tariffe di trasmissione per il servizio non Firm point to point.
Il significato degli apici 1 e 2 è stato descritto nel paragrafo precedente, mentre l’apice 3 indica la fascia oraria che va dalle 7 di mattina alle 11 di sera e l’apice 4 la fascia oraria che va dalle 11 di sera alle 7 di mattina.
3.3.2 Network Integration Transmission Service.
Il Network Integration Transmission Service sarà fornito da PJM ai clienti idonei in conformità con i termini e con le condizioni contenute in PJM Open Access Transmission Tariff e PJM Operating Agreement. I clienti del servizio di trasmissione che utilizzano questo servizio ottengono la facoltà di usufruire o di partecipare alla fornitura dei servizi ancillari. Poiché questo argomento esula dallo scopo del presente studio, per maggiori dettagli si rimanda a [32].
Come nel caso del servizio Firm, i TO sono obbligati ad espandere le proprie strutture del sistema di trasmissione per soddisfare le richieste derivanti da questo servizio.
Anche per il Network Integration Transmission Service sono previste interruzioni di carico qualora le esigenze di sicurezza della rete lo richiedessero. La procedura applicata a questo scopo è concordata fra il fornitore del servizio di trasmissione e i clienti prima dell’inizio della commercializzazione del servizio stesso.
In questo servizio, per quanto riportato in [31], le tariffe sono recuperate da PJM che provvederà in seguito a distribuirle nella giusta proporzione agli appropriati Transmission Owner, basandosi sull’Annual Transmission Revenue Requirement che rappresenta il costo totale annuale a supporto del capitale e delle spese di O&M per il sistema di trasporto.
PJM calcola la tariffa per la richiesta giornaliera di energia per ciascun cliente della rete, per le zone nelle quali il carico del cliente della rete è collocato. Questa è applicata in base al contributo sul picco giornaliero che il carico in questione ha sul picco di carico della zona nei 12 mesi che si concludono il 31 Ottobre dell’anno precedente per ciascuna zona nella quale il carico è servito. Inoltre la tariffa sarà impostata in modo tale da ricoprire principalmente:
• costi di O&M; • costi del capitale;
• costi dei servizi amministrativi; • costi degli Ancillary Service; • costi per i progetti;
oltre che a tutta un’altra serie di voci reperibili dettagliatamente in [32] relativa a ciascuna zona in cui è suddiviso PJM.
PJM determina la tariffa per il servizio Network Integration Transmission sulla base dei seguenti passi:
1. PJM stila una lista dei clienti Network; 2. PJM recupera le seguenti informazioni:
il contributo dei clienti sul picco di carico giornaliero inerenti ad una singola zona; la quota zonale del Network Integration Transmission Service ($/MW-anno):
3. il PJM calcola la tariffa giornaliera per ciascun cliente ($) per ciascuna zona nella quale il carico è collocato con la formula seguente:
365 AZNITSR ZDPLC⋅ = DDCZ , dove:
DDCZ Daily Demand Charge Zone: tariffa giornaliera;
ZDPLC Zonal Daily Peak Load Contribution: contributo al picco di carico giornaliero nella zona in oggetto;
AZNIRSR Annual Zonal Network Integration Transmission Service Rate: quota annuale zonale del Network Integration Transmission Service.
4. PJM calcola la tariffa mensile per ciascun cliente della rete ($) sommando le tariffe giornaliere.
La tabella seguente mostra il valore dell’Annual Transmission Revenue Requiremen2 e la
quota del Network Integration Transmission Service per ciascuna zona del PJM:
Tabella 3.3: Annual Transmission Revenue Requirement e Network Integration Transmission
2 L’Annual Transmission Revenue Requiremen è un limite sul guadagno stabilito da FERC per ciascuna
I valori della tabella precedente sono il risultato di un laborioso processo di calcolo reperibile in [32].
3.4 Tariffe per i servizi amministrativi.
Alle componenti tariffarie precedentemente illustrare, devono essere aggiunte anche quelle derivanti dai servizi seguenti, che tengono conto delle spese sostenute da PJM nella gestione delle attività amministrative inerenti la fornitura del servizio di trasmissione dell’energia elettrica. Poiché non rivestono un ruolo concettualmente importante nella determinazione della tariffa finale, verrà dato un cenno per completezza per completezza di trattazione senza entrare nei dettagli.
• Control Area Administration Service;
• Financial Transmission Rights Administration Service; • Market Support Service;
• Regulation and Frequency Response Administration Service; • Capacity Resource and Obligation Management Service. Control area Administration Service.
Questo servizio comprende tutte le attività del PJM associate con il mantenimento dell’affidabilità del PJM Region e l’amministrazione del Point-to-Point Transmission Service e del Network Integration Transmission Service.
La tariffa sarà determinata mensilmente da PJM per ciascun cliente del servizio in accordo con la formula seguente:
PJMTHTU MARPM MACPM CAASME MCAASR= + ( − ) , dove:
MCAASR è il valore mensile della tariffa (Monthly Control Area Administration Service Rate);
CASSME sono i Costi Effettivi (Control Area Administration Service Monthly Expenses) relativi al servizio, calcolati come somma di tre ulteriori componenti che tengono conto di una serie di informazioni reperibili in [32];
MACPM sono i costi mensili effettivi (Monthly Actual Cost Prior Month) sostenuti da PJM nel sostentamento dei servizi riportati nei sottoparagrafi seguenti per il mese immediatamente precedente il mese per il quale MCAASR è calcolato;
MARPM è il reddito fatturato (Monthly Actual Revenue Prior Month) per i servizi riportati nei sottoparagrafi seguenti per il mese immediatamente precedente il mese per il quale MCAASR è calcolato;
PJMTHTU è la stima della quantità totale (PJM Total Hourly Transmission Usage) in MWh di energia consegnata ai clienti dei servizi Network Integration Transmission Service e Point-to-Point Transmission Service durante il mese per il quale MCAASR è calcolata.
Financial Transmission Rights Administration Service.
Questo servizio comprende tutte le attività di PJM associate con l’amministrazione dei Financial Transmission Rights3 (FTRs). PJM fornisce questo servizio alle entità che posseggono gli FTR o che inviano offerte per venderli o per acquistarli.
La tariffa che PJM applicherà a ciascun utente del Financial Transmission Rights Administration Service in ciascun mese sarà composta da due componenti. Come prima cosa PJM determina i seguenti valori:
1. la prima componente del servizio fissa la quantità in MW di tutti gli FTR detenuti da un certo utente in una certa ora di un dato mese, sommandoli per ciascuna ora in cui
3 I Financial Transmission Rights sono degli strumenti finanziari che coprono il possessore dagli eventuali rischi
quell’utente detiene l’FTR durante un dato mese nel periodo di tempo nel quale l’FTR è effettivo, incurante del valore in dollari dell’FTR:
2. la seconda componente, calcola invece la somma di:
a. il numero di ore di tutte le offerte di acquisto degli FTR obbligazionari richiesti da ciascun utente durante un certo mese;
b. cinque volte il numero di ore di tutte le offerte di acquisto degli FTR opzionali richiesti da ciascun utente durante un certo mese.
Il valore del Financial Transmission Rights Administration Service sarà determinato utilizzando le formule riportate in [32] e sarà soggetto ad una revisione annuale.
Market Support Service.
Il Market Support Service, comprende tutte le attività associate con le operazioni del PJM Interchange Energy Market e le relative funzioni descritte in [32]. PJM fornisce questo servizio principalmente ai clienti del tipo Point-to-Point Transmission Service e del Network Integration Transmission Service.
La tariffa che PJM applicherà a ciascun utente del Market Support Service in ciascun mese sarà composta da due componenti:
1. la prima componente del servizio, fissa:
a. la quantità totale in MWh di energia fornita all’interno del PJM o esportata all’esterno del mercato durante un tale mese per un tale utente come cliente del Point-to-Point Transmission Service o del Network Integration Transmission Service;
b. la quantità totale in MWh di energia immessa nel sistema di trasmissione durante un tale mese da un tale utente come Generation Provider4 ;
c. la quantità totale in MWh di tutte le offerte di energia in aumento o in diminuzione accettate;
4 Un Generation Provider può essere sia un Generation Owner (per la cui definizione si rimanda a [32]), sia un
2. la seconda componente fissa il numero di Bid/Offer Segments5 richieste da un tale
utente durante un certo mese.
Anche in questo caso utilizzando le formule riportate in [32] viene determinata la quota di questa componente.
Regulation and Frequency Response Administration Service.
Il Regulation and Frequency Response Administration Service, comprende tutte quelle attività del PJM associate con l’amministrazione della fornitura della regolazione della frequenza di rete. Il PJM fornisce questo servizio e remunera quei carichi e quei generatori che, in accordo con quanto riportato in [32], partecipano alla regolazione della frequenza.
Anche questa componente come quelle fino ad ora viste, è calcolata annualmente in accordo con la formula riportata in [32].
Capacity Resource and Obligation Management Service.
Il Capacity Resource and Obligation Management Service, comprende le attività del PJM associate con l’assicurazione della corretta gestione della risorse di capacità e della gestione dei titoli obbligazionari.
La tariffa che PJM applicherà ciascun mese, fissa la somma per ciascun giorno di un tale mese per le obbligazioni fatturate da un tale utente come determinato per ciascun tale giorno che persegue le direttive riportate in [32].
Per la revisione annuale delle componenti appena descritte, PJM userà la ripartizione percentuale riportata nella seguente tabella, nota come PJM Assignment Matrix. Tale tabella mostra come la percentuale dei costi dei vari reparti sono ripartiti all’interno dei singoli servizi amministrativi.
Tabella 3.4: PJM Assignment Matrix
Il PJM si occupa anche della stima delle tariffe inerenti a:
• Mid-Atlantic Area Council (MAAC) : il suo scopo è assicurare l’adeguatezza, la fattibilità e la sicurezza della maggior parte del sistema di fornitura dell’energia elettrica delle regioni, attraverso operazioni coordinate e progetti degli impianti di generazione e di trasmissione;
• Seams Elimination Cost Assignment (SECA) : questa è una tassa che viene applicata ai clienti del servizio Network Integration Transmission dal 1 Dicembre 2004 fino al 31 Marzo 2006, sulla base del loro contributo al picco di carico nella zona in cui sono collocati;
• Expansion Cost Recovery (ECR) : è applicata ai clienti che usano il servizio di trasmissione Point-to-Point o il Network Integration Transmission per servire carichi posizionati in particolari zone del PJM.
Ulteriori spiegazioni relative a queste componenti tariffarie e sul loro metodo di determinazione sono riportati in [31] e in [32].
3.5 Tariffe di distribuzione.
A differenza di quanto avviene per le tariffe di trasmissione, dove un unico organo regolatore (FERC) è responsabile per le norme in materia di scambi di energia elettrica, a livello di ciascuno degli stati che compongono il mercato del PJM, esiste una differente Authority che regolamenta il sistema di distribuzione. Ne consegue che risulta laborioso e poco significativo
indagare come ciascuna di queste autorità regolamenti le attività legate alla distribuzione di energia elettrica nel proprio territorio di competenza, poiché le scelte effettuate sono spesso frutto di vincoli specifici locali difficilmente generalizzabili e poco significativi al fine di trarre indicazioni di carattere generale.
