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2. GRAN BRETAGNA.

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2. GRAN BRETAGNA.

2.1 Tariffe di trasmissione in Gran Bretagna.

In questo mercato esistono tre tipologie di tariffe di trasmissione:

1. Trasmission Network Use of System charges (TNUoS): riflettono i costi di installazione e di Operation and Maintenance (O&M) del sistema di trasmissione; 2. Balancing Service Use of System charges (BSUoS): riflettono i costi sostenuti da

National Grid per mantenere il bilanciamento del sistema, ai fini della sicurezza e della qualità della fornitura;

3. Connection charges : riflettono i costi di installazione, manutenzione e rimozione delle linee, impianti misuratori, oltre che di estensione della rete ai fini della connessione al sistema di trasmissione dei generatori o dei carichi.

La metodologia per il pagamento della tariffa TNUoS e per la BSUoS è stata implementata seguendo le linee guida espresse in Standard Condition C4 e C5 di National Grid Trasmission Licence con l’approvazione della Gas and Electricity Markets Authorithy (OFGEM), mentre per la Connection charges è stata seguita la condizione C6 dello stesso documento. Questo modello, già in uso per la rete Inglese e Gallese, a partire dal 1° Aprile 2005 è stato esteso anche alla rete Scozzese, venendosi così a formare la rete della Gran Bretagna.

2.1.1 Guadagno limite.

Come già visto nel caso della Norvegia, anche in questo mercato viene adottato un metodo per la determinazione del guadagno limite Per le tariffe di trasmissione tale limite è imposto da OFGEM, ed è noto come Maximun Allowed Revenue (MAR). A differenza della Norvegia che utilizza il metodo DEA, in Gran Bretagna il metodo utilizzato è l’RPI-X. Cenni teorici su questo tipo di modello sono riportati in [21], e in [22].

(2)

2.2 Parametri delle tariffe di trasmissione in Gran Bretagna.

Di seguito è descritta la metodologia che National Grid Company plc (NG) impone per il pagamento dell’uso del sistema di trasmissione in Gran Bretagna a beneficio di National Grid, Scottish Power Trasmission ltd (SPTL) e Scottish Hydro-Electric Trasmission ltd (SHETL), ovvero le tre compagnie responsabili del servizio di trasmissione nei rispettivi paesi.

2.2.1 TNUoS

Gli obiettivi della tariffa TNUoS sono stati precedentemente definiti. Questa tariffa mira al MAR stabilita dall’Authority Inglese. Per fare ciò, è stata adottata una metodologia nota come Direct Current Load Flow Investement Cost Related Pricing (DCLF ICRP). La metodologia segue le seguenti indicazioni:

i. l’applicazione di un fattore denominato “circuit Expansion Constant”;

ii. l’applicazione di un fattore di sicurezza denominato “Locational Security Factor” che rifletta la differenza di una rete in stato di sicurezza rispetto ad una in stato di non sicurezza;

iii. l’applicazione di una tariffa di £0/kW per i carichi misurati ogni mezz’ora e di £0/kWh per quelli non misurati ogni mezz’ora per evitare l’applicazione di tariffe negative;

iv. l’applicazione al proprietariodella trasmissione,di un fattore di espansione per le linee a132kV che tenga conto della variazione regionale dei progetti di sviluppo della rete; v. la tariffa grava per il 73% sui carichi e per il 27% sulla generazione:

vi. il numero delle zone di generazione è 21; vii. il numero delle zone di carico è 14.

Nelle figure seguenti sono rispettivamente riportate le mappe delle zone di generazione e di carico:

(3)
(4)

Figura 2.2: zone di carico (fonte[23]).

Questa tipologia di tariffe, invia efficienti segnali economici agli utenti quando i servizi sono impostati in modo tale da riflettere i costi incrementali della fornitura stessa. Perciò le tariffe devono riflettere l’impatto che gli utenti del sistema di trasmissione, differenziati locazionalmente, hanno sui costi che NG sostiene quando questi incrementano o decrementano l’uso del sistema. Tali costi, sono definiti come costi di investimento e

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manutenzione del sistema di trasmissione, capaci di mantenere il sistema in uno stato di funzionamento sicuro.

La Trasmission Licence, richiede che per gestire il sistema di trasmissione, NG debba soddisfare certe condizioni standard. È richiesto in aggiunta a NG di progettare e di eseguire lo sviluppo del sistema di trasmissione per il raggiungimento di questi standard. Gli investimenti di capitale debbono per questo motivo essere in larga parte destinati al raggiungimento di tale scopo.

La tariffa TNUoS è formata dalla somma di due componenti. La prima, differenziata locazionalmente, deriva dal modello di trasporto DCLF ICRP e riflette i costi del capitale investito, del mantenimento e del funzionamento del sistema di trasmissione. La seconda, non differenziata locazionalmente, permette di ricoprire il ricavo residuale che non è possibile recuperare con l’applicazione del metodo ICRP. Il procedimento per la determinazione della tariffa viene di seguito descritto.

Dati di input.

Il modello di trasporto DCLF ICRP, calcola i costi marginali di investimento nel sistema di trasmissione che si rendono necessari in conseguenza dell’incremento della domanda o della generazione in ogni nodo della rete di trasmissione, basandosi sulle condizioni di picco del sistema. Le dimensioni dei costi di investimento sono espresse in MW⋅km. Tali costi sono calcolati in termini di variazione dei chilometri delle linee del sistema di trasmissione necessari a sostenere l’iniezione aggiuntiva di 1MW nel sistema.

Il modello di trasporto richiede un insieme di variabili di ingresso rappresentative delle condizioni di picco di carico del sistema di trasmissione e cioè:

• conoscenza dei nodi di generazione; • conoscenza dei nodi di carico;

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• la lunghezza associata a questo percorso, la proporzione fra linee aeree o in cavo e i rispettivi livelli di tensione;

• il rapporto fra i costi delle linee in cavo a 132kV, 275kV, 400kV ed aeree a 132kV, 275kV e la linea aerea a 400kV determinano i “fattori di espansione circuitale” (definiti in seguito);

• identificazione del nodo di riferimento.

I dati relativi a tali variabili, sono disponibili sul rapporto “GB Interim Seven Year Statement”.Per maggiori informazioni a riguardo si veda [18]

Nel modello di trasporto, viene previsto l’uso di un nodo di riferimento per la valutazione dei costi marginali. Questi possono essere positivi o negativi a seconda di dove è impostato il nodo di riferimento, se a nord o a sud del paese. Il nodo di riferimento è attualmente quello di St. Johns Wood.

Dati di output.

Partendo dai dati del modello di immissione descritto precedentemente si prosegue, adattando tramite una variazione lineare, il valore della generazione nodale dell’intero sistema a quello della domanda nazionale. Vengono poi stimati i flussi di potenza (utilizzando l’algoritmo di calcolo DCLF ICRP) che interessano i singoli tratti delle linee coinvolti nella trasmissione. Tutti i circuiti sono assunti con capacità infinita. Vengono infine calcolati i MW⋅kmdi rete totali, utilizzando gli appropriati fattori di espansione.

Consideriamo adesso l’aumento di 1MW di domanda nel nodo di riferimento. A seguito di tale richiesta si renderà necessario aumentare di 1MW la generazione in un qualsiasi altro nodo del sistema. A questo punto il modello calcola l’incremento o il decremento dei

km

MW⋅ totali dell’intera rete. Assumendo per semplicità l’iniezione di 1MW, i costi marginali saranno espressi unicamente in km. Questo rappresenta il km di costo marginale relativo alla generazione ad ogni nodo. Per la domanda, il km di costo marginale ad ogni nodo è uguale ed opposto a quello della generazione. Si può osservare che il km di costo marginale,

(7)

può essere positivo o negativo a seconda dell’impatto che l’iniezione di 1MW di generazione ha sui chilometri totali del circuito.

Calcolo del chilometro marginale zonale.

Data la necessità di ottenere delle informazioni relativamente stabili sui costi e semplicità amministrativa, i nodi vengono raggruppati in zone. Tipicamente le zone di generazione sono riviste all’inizio di ogni periodo di controllo dei prezzi con ulteriori revisioni solo in casi eccezionali.

I km marginali nodali, sono raggruppati in zone pesando questi con la relativa capacità di genera-zione/domanda zonale. Il km marginale zonale per la generazione è calcolato come:

∈ ⋅ = i G j j j j j Gen Gen NMkm WNMkm ;

∈ = Gi j j Gi WNMkm ZMkm ; dove: Gi zona di generazione; j nodo in esame; NMkm km marginale nodale;

WNMkm km marginale nodale pesato;

ZMkm km marginale zonale;

Gen generazione nodale.

Il km marginale zonale per la domanda è calcolato nel modo seguente:

∈ ⋅ ⋅ − = j j j j Dem Dem NMkm WNMkm 1 ;

(8)

∈ = Di j j Gi WNMkm ZMkm ; dove: Di zona di domanda;

Dem domanda nodale.

La definizione delle zone di generazione è individuata seguendo un certo numero di criteri. Maggiori informazioni a riguardo sono riportate in [18].

Il km marginale zonale ottenuto, viene convertito in prezzo e successivamente in tariffa (£/kW), moltiplicandolo per la Expansion Constant e per il Locational Security Factor.

L’Expansion Constant (EC).

L’Expansion Constant, espressa in £/MW⋅km, rappresenta la rendita del valore del capitale investito nell’infrastruttura di trasmissione richiesto per trasportare 1MW per 1km. Il suo valore è calcolato stimando il costo della linee aeree a 400kV che NG prevede di costruire per l’espansione futura del sistema di trasmissione. L’Expansion Constant viene calcolata seguendo una serie di passi così definiti:

i) ogni anno NG, basandosi sui costi preventivi di costruzione, determina i costi delle linee aeree a 400kV espressi in £/MW⋅km;

ii) all’inizio del periodo di controllo dei prezzi, viene calcolato il valore dell’EC usando la media su 5 anni;

iii) questo valore medio fissa l’EC per il primo anno del periodo di controllo dei prezzi e il valore è aumentato ogni anno seguendo la metodologia RPI (definita in seguito);

iv) vengono aggiunte le gratifiche per gli ingegneri e gli interessi; v) i valori del costo del capitale sono convertiti nella rendita; vi) vengono aggiunti i costi di funzionamento.

(9)

L’EC calcolata per il 2005/06 è £9.80/MW⋅km.

Fattore di espansione circuitale.

Occorre fare delle considerazioni sul fatto che gli investimenti nelle linee aeree a 400kV, sono meno dispendiosi rispetto a qualsiasi altro tipo di linea. Per tale motivo a queste ultime viene applicato un fattore di espansione circuitale, che consenta di ottenere un km marginale più ampio e che possa così riflettere i costi di investimento aggiuntivi rispetto alle linee aeree a 400kV. Il fattore di espansione circuitale per le linee aeree a 400KV viene pertanto imposto pari ad 1.

Questi fattori sono calcolati individualmente per ciascun tipo di collegamento, seguendo gli stessi passi che hanno portato alla determinazione dell’EC della linea aerea a 400kV. I risultati ottenuti vengono divisi per l’EC calcolata per la linea aerea a 400kV (£9.80/MW⋅km

)

I fattori di espansione circuitali calcolati per l’anno 2005/06 per i vari Trasmission Owners sono:

TIPO DI LINEA NATIONAL GRID SPTL SHETL

Linea in cavo a 400kV 20.67 20.67 20.67 Linea in cavo a 275kV 20.88 20.70 20.70 Linea in cavo a 132kV 27.85 27.85 25.49 Linea aerea a 400kV 1.00 1.00 1.00 Linea aerea a 275kV 1.74 1.13 1.13 Linea aerea a 132kV 2.61 2.61 2.08

Tabella 2.1: fattori di espansione circuitale (fonte[18]).

Il Locational Security Factor (LSF).

Il Locational Security Factor viene ottenuto simulando l’esecuzione di un DCLF in situazioni di guasto del tipo N-1 e N-2 e verificando che venga comunque garantita la sicurezza e la qualità della fornitura di energia, basandosi sullo stesso sfondo di mercato usato per il

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modello di trasporto DCLF. Questo fattore esprime il costo marginale nodale quando sulla rete è presente il picco della domanda. Il calcolo del costo marginale nodale sicuro è identico al processo prima descritto, eccetto che il DCLF in condizioni di sicurezza studia calcolandolo addizionalmente, il costo marginale nodale considerando l’eventualità di una serie di casi critici per la sicurezza del sistema.

Il costo nodale sicuro viene dunque comparato con quello risultante dal modello DCLF, ed attraverso un procedimento basato sul metodo dei minimi quadrati viene ottenuto il Locational Security Factor.

Il Locational Security Factor per il 2005/06 è 1.8 ed è basato sulla media di un numero di studi condotti da NG prevedendo lo sviluppo futuro della rete.

Initial Trasport Tariff.

Determinati i precedenti fattori, viene calcolata la Initial Trasport Tariff (ITT), moltiplicando il km marginale zonale (ZMkm) per l’ EC e per il LSF:

LSF EC ZMkm

ITTGi= Gi⋅ ⋅ .

Per la domanda il km marginale zonale è calcolato in modo simile: LSF

EC ZMkm

ITTDi = Di⋅ ⋅ .

Il passo successivo è quello di moltiplicare la ITT per la previsione di generazione e per la domanda Triade1 misurata attesa per avere una stima della Initial Trasport Revenue Recovery

(ITRR). Entrambe i parametri sono basati sulle previsioni fornite dagli utenti e sono

confidenziali:

1 La Triade è usata come modo per determinare la potenza impiegata nel sistema di trasmissione nei tre periodi

di più alto consumo all’interno del Financial Year. Viene considerato il picco della domanda e successivamente i due giorni con massimo consumo (uno che precede, l’altro che segue il picco) distanziati dal picco di un periodo definito. Alla fine viene usato un procedimento per il calcolo del consumo medio. Maggiori dettagli sono riportati in [18].

(11)

(

)

= ⋅ = 21 1 Gi Gi Gi G ITT G ITRR e

(

)

= ⋅ = 14 1 Gi Di Di D ITT D ITRR . Dove:

ITRRG Initial Trasport Revenue Recovery per la generazione;

GGi Previsione totale di generazione per ciascuna zona di generazione ;

ITRRD Initial Trasport Revenue Recovery per la domanda;

DDi Previsione totale della Triade per i carichi misurati ogni mezz’ora.

Si deve poi adeguare la ITT attraverso la “corretta” suddivisione del reddito fra la generazione e la domanda. Questa è determinata dall’Autorithy facendola gravare per il 73% sui carichi e per il 27% sulla generazione. Allo scopo di ottenere la corretta divisione fra domanda e generazione, viene calcolata una costante additiva C sommata a tutti i km marginali zonali, sia per la generazione che per la domanda come di seguito:

(

)

[

]

= ⋅ ⋅ ⋅ + = 21 1 Gi Gi Gi G ZMkm C EC LSF G CTRR

(

)

[

]

= ⋅ ⋅ ⋅ + = 14 1 Di Di Di D ZMkm C EC LSF D CTRR ,

La costante C è impostata in modo che:

(

G D

)

D p CTRR CTRR

CTRR = + ,

dove:

CTRR Correct Trasport Revenue Recovery diviso fra generazione e domanda; p proporzione di reddito da ricoprire con la domanda;

(12)

L’equazione precedente fornisce la Correct Trasport Tariff (CTT):

(

ZMkm C

)

EC LSF CTTGi= Gi+ ⋅ ⋅ ,

(

ZMkm C

)

EC LSF CTTDi = Di+ ⋅ ⋅ , in modo che:

(

)

= ⋅ = 21 1 Gi Gi Gi G CTT G CTRR , e

(

)

= ⋅ = 14 1 Gi Di Di D CTT D CTRR . La Residual Tariff (RT)

Il reddito totale recuperato attraverso la TNUoS è determinato ogni anno con riferimento alla formula della Trasmission Licences’ Price Control meno i costi attesi ricoperti attraverso il pagamento del pre-assegnamento della connessione.

Per l’anno t il pagamento della TNUoS è formato come di seguito:

1 − − − = t t t t R PVC SG TRR , dove:

TRRt obiettivo di copertura del reddito attraverso TNUoS per l’anno t;

Rt reddito previsto permesso da National Grid’s RPI-X Price Control Formula per l’anno

t;

PVCt reddito previsto dal pagamento del pre-conferimento della connessione per l’anno t;

(13)

Per ulteriori dettagli si rimanda a [18].

In circostanze normali, il reddito previsto per recuperare la tariffa di trasporto non può essere uguale all’obiettivo di ricavo totale. Questo è dovuto ad un certo numero di fattori. Per esempio, il modello di trasporto assume per semplicità che gli investimenti nella rete possano essere fatti con continuità, mentre nella realtà è possibile farli solo per quantità discrete. Inoltre il sistema di trasmissione è stato progettato e sviluppato per un lungo periodo di tempo. Le previsioni e le stime usate per la progettazione non sono state pensate per il mercato elettrico e perciò si possono verificare alcune differenze fra un sistema verticalmente integrato e l’attuale.

Come risultato dei fattori sopra esposti, allo scopo di assicurare una adeguata copertura del reddito, viene calcolata sia per la generazione che per il carico una costante non locazionale. Tale componente prende il nome di Residual Tariff ed è calcolata come di seguito:

(

)

= − ⋅ = 14 1 Di Di D D D CTRR PTRR p RT ,

(

)

[

]

= − ⋅ − = 21 1 1 Gi Gi G G G CTRR PTRR p RT , dove: RT Residual Tariff (£/MW);

p proporzione del reddito per la copertura della domanda.

La Final Tariff (£/kW) TNUoS.

Per ottenere la Final Tariff, la Residual Tariff è sommata alla CTT ed il tutto è diviso per 1000 per passare dai MW ai kW:

(14)

1000 G Gi Gi RT CTT FT = + , 1000 D Di Di RT CTT FT = + , dove:

FT Tariffa finale TNUoS.

Se la tariffa finale TNUoS relativa alla domanda, risulta negativa allora questa è impostata a £0/kW, ed il mancato guadagno viene spalmato sulle rimanenti zone di domanda nel seguente modo. Se FTDi<0, allora i=1 a z. Perciò,

(

)

+ = = ⋅ = 14 1 1 z i Di z i Di Di D D D FT NRRT .

Perciò la Final Tariff riveduta per le zone di domanda con Final Tariff positiva è data da:

Per i=1 a z: RFTDi=0

Per i=z+1 a 14: RFTDi=FTDi+NRRTD,

dove:

NRRTD Reddito della tariffa mancante;

(15)

Le tariffe determinate fino ad adesso, risultano valide per la generazione e per i carichi misurati ogni mezz’ora. Nel caso di carichi non misurati ogni mezz’ora, si rende necessaria l’applicazione di una tariffa diversa da quella definita precedentemente. Tale tariffa si basa sul consumo totale di energia ed è chiamata TNUoSEC (Trasmission Network Use of System Energy Consumption) per la quale rimandiamo a [18].

Di seguito vengono riportate la tariffe TNUoS relative alle 21 zone della generazione ed alle 14 della domanda riprese da [23].

(16)

Tabella 2.3: tariffe TNUoS per i carichi (fonte[23]).

Dalla tabella relativa alla generazione, notiamo che le ultime tre colonne sono dedicate alla tariffa per la generazione di breve periodo, e rispettivamente per un periodo STTEC (Short Term Trasmission Entry Capacity) di 28, 35 e 42 giorni. Per quanto riguarda la tabella della domanda, l’ultima colonna è relativa alla tariffa per i carichi non misurati ogni mezz’ora. STTEC è un periodo definito all’interno dal CUSC2.

Esempi.

Al fine di rendere più chiara l’esposizione appena terminata, vengono illustrati i seguenti tre esempi tratti dal citato documento [18] :

• determinazione del km di costo marginale

calcolo della tariffa TNUoS nella zona di generazione 4, Western Highland;calcolo della tariffa TNUoS nella zona di domanda 14, South Western.

(17)

Determinazione del km di costo marginale

Riportiamo un esempio raffigurante una semplice rete a 3 nodi in ciascuno dei quali sono presenti sia generatori che carichi. Per applicare il metodo DCLF viene assunto che il valore dell’impedenza è uguale a quello della reattanza.

La rete è riportata nel seguente disegno:

Figura 2.3: esempio di rete a tre nodi (fonte[18]).

I dati della rete in oggetto relativi ai nodi, ed alle linee che li collegano sono riassunti nelle seguenti tabelle:

NODO GENERAZ. [MW] CONSUMO [MW]

A 650 100

B 845 50

C 0 1000

Tabella 2.4: esempio di generazione e domanda (fonte[18]).

LINEA V [KV] LUNG. AEREA [KM] LUNG. CAVO [KM] IMP.

A-B 275 3 0 2X

B-C 400 6 2 X

C-A 400 10 0 X

(18)

Facendo un rapido calcolo notiamo che la generazione eccede la domanda: in accordo con quanto detto in precedenza, la generazione dovrà dunque essere ridotta uniformemente fino a uguagliare la domanda. Dunque:

MW Dom MW Gen TOT TOT 1150 10050 50 100 1495 845 650 = + + = = + =

Il fattore di riduzione sarà:

7692308 . 0 1495 1150 = = GSF ,

dunque il parco di produzione sarà così composto:

MW Gen MW Gen B A 650 7692308 . 0 845 500 7692308 . 0 650 = ⋅ = = ⋅ =

Il sistema bilanciato avrà la seguente configurazione:

Figura 2.4. adattamento della generazione alla domanda (fonte[18]).

Assumendo le seguenti ipotesi:

• il nodo A è il nodo di riferimento;

• il fattore di espansione circuitale per la linea in cavo a 400kV è 10; • il fattore di espansione circuitale per la linea aerea a 275kV è 2;

(19)

• il fattore di espansione circuitale per la linea aerea a 400kV è ovviamente 1, la risoluzione del DCLF porta alla seguente configurazione di rete:

Figura 2.5: ripartizione dei flussi di potenza (fonte[18]).

Dalla figura si nota che i nodi A e B esportano mentre il nodo C importa. La ripartizione dei flussi segue la ben nota legge di Kirchhoff secondo la quale nel tratto di linea a impedenza maggiore confluirà una minore quantità di corrente elettrica.

L’esportazione dal nodo A è di 400MW. Il percorso AB-BC ha impedenza 3X, mentre quello AC ha impedenza X, quindi 300MW confluiranno nel tratto AC, mentre i rimanenti 100 in quello AB-BC.

L’esportazione dal nodo B è di 600MW. Il percorso BA-AC ha impedenza 3X, mentre quello BC ha impedenza X. Dunque nel tratto BA-AC confluiranno 150MW e nell’altro tratto 450MW.

In definitiva i flussi che interesseranno i rispettivi tratti di linea saranno: Flusso AC= 300+150= 450MW;

Flusso AB= 100−150= -50MW; Flusso BC= 100+ 450= 550MW.

(20)

km MW 19100 26) (550 6) (50 10) (450 cost Total = ⋅ + ⋅ + ⋅ = ⋅ .

Se adesso viene “iniettato” 1MW ad esempio nel nodo C con il conseguente aumento di generazione nel nodo A (nodo di riferimento), è possibile in seguito alla nuova ripartizione dei flussi di potenza riportata nelle seguente figura, determinare il costo totale in MWkm.

Figura 2.6: aumento di 1MW nel nodo C (fonte [18]).

km MW 19087.5 26) (549.75 6) (50.25 10) (449.25 Cost Total = ⋅ + ⋅ + ⋅ = ⋅

Come si può notare, il costo totale si è ridotto di 12.5 MW⋅km. Questo valore rappresenta i km di costo marginale nel nodo C.

Calcolo della tariffa TNUoS nella zona di generazione 4, Western Highland.

La tabella sotto mostra un esempio della generazione nella zona 4. Nella prima colonna è specificata la zona di generazione, nella seconda è specificato il nome del nodo, nella terza il km marginale ottenuto dalla risoluzione del DCLF a seguito dell’incremento di 1MW di generazione nel nodo in questione e del prelievo di 1 MW in quello di riferimento. L’ultima colonna rappresenta la generazione nel nodo in oggetto adattata alla domanda totale nazionale:

(21)

Tabella 2.6: esempio di generazione nella zona 4 (fonte[18]).

Allo scopo di calcolare la tariffa di generazione si devono seguire i seguenti passi:

i) vengono calcolati i km marginali nodali pesati per la generazione, moltiplicando il km marginale nodale derivante dall’esecuzione del DCLF per il valore della produzione in quel nodo, ridotta uniformemente come visto in precedenza. Tutto viene diviso per la produzione totale dei nodi della zona considerando sempre la riduzione uniforme della generazione. La tabella sotto riporta la sintesi di quanto detto.

(22)

Il risultato dell’ultima colonna, come appena detto, è ottenuto moltiplicando il km marginale nodale per la generazione ridotta uniformemente e dividendo per la generazione totale. Per esempio considerando il nodo CEAN1Q si ottiene:

48 . 366 24 . 168 41 . 54 18 . 1113 ⋅ = = GWNMkm .

ii) Vengono sommati tutti i risultati dell’ultima colonna ottenendo così: km. 1127.81 100.67) 108.20 290.71 261.75 (366.48+ + + + =

iii) Viene modificato il risultato precedente tenendo in considerazione la corretta divisione fra domanda ed offerta introducendo la costante C prima descritta.

Ipotizzando di aver ottenuto per tale costante un valore di –239.6km, si ottiene: km.

888.21 (-239.60)

1127.81+ =

iv) viene calcolata la tariffa di trasporto corretta (CTT) moltiplicando il risultato in iii) con la EC e con LSF;

assumendo

EC=9.80£/MW⋅km e LSF=1.8, dividendo tutto per 1000 per esprimere le grandezze in kW si ottiene:

. / £ 67 . 15 1000 8 . 1 80 . 9 21 . 888 kW CTT = ⋅ ⋅ =

v) Viene adesso calcolata la RT. Questa è calcolata considerando la quota a carico dalla generazione (calcolato come il 27% del tariffa TNUoS) meno la CTRR della

(23)

generazione definita in precedenza e dividendo tutto per la generazione totale attesa.

Assumendo che la tariffa totale TNUoS sia £1067109, la quota a carico dalla generazione

sarà(0.271067109)= £288109. Assumendo che la CTRR sia £70109 e che la generazione

prevista sia 65000MW, la RT per la generazione è:

kW RTG 3.35£/ 10 65000 10 70 10 288 6 9 9 = ⋅ ⋅ − ⋅ = .

vi) per ottenere la tariffa finale, si somma il risultato ottenuto al punto iv) con quello ottenuto al punto v).

19.02£/kW 3.35

15.67

FTG = + = .

Calcolo della tariffa TNUoS nella zona di domanda 14, South Western.

I principi per il calcolo della tariffa della domanda zonale sono identici al caso della generazione, eccetto che la divisione per la corretta applicazione della tariffa come calcolata al punto iii) viene fatta sul 73% della domanda.

(24)

i) vengono calcolati i km marginali nodali pesati per il carico, moltiplicando il km marginale nodale derivante dall’esecuzione del DCLF per il valore della domanda in quel nodo ed il tutto viene diviso per il consumo totale dei nodi della zona. La tabella sotto riporta la sintesi di quanto detto:

Tabella 2.9: calcolo dei km marginali nodali pesati (fonte[18]).

ii) Vengono sommati tutti i risultati dell’ultima colonna per ottenere i km marginali totali che nel caso specifico risultano essere 287.99km.

iii) viene modificato il risultato precedente tenendo in considerazione la corretta ripartizione della tariffa fra domanda e generazione introducendo la costante C prima descritta. km. 527.59 (-239.60) -287.99 =

iv) viene calcolata la tariffa di trasporto moltiplicando il risultato in iii) con la EC e con LSF:

assumendo

(25)

dividendo tutto per 1000 per esprimere i valori in kW si ottiene: . / £ 31 . 9 1000 8 . 1 80 . 9 59 . 527 kW CTT = ⋅ ⋅ =

v) Viene infine determinata la RT. Questa è calcolata considerando la quota di tariffa imputabile dalla domanda (calcolato come il 73% dalla TNUoS) meno la CTRR della domanda e dividendo tutto per la generazione totale attesa.

Assumendo che la tariffa totale TNUoS sia£1067109, la quota a carico dalla domanda sarà 9

9) £779 10

10 1067

(0.73⋅ ⋅ = ⋅ . Assumendo la CTT della domanda pari a £130109 , ed una

domanda totale prevista di 50000MW, la RT per la domanda è:

kW M RTD 12.98£/ 50000 10 130 10 779 9 9 = ⋅ − ⋅ = .

vi) per ottenere la tariffa finale, si somma il risultato ottenuto al punto iv) con quello ottenuto al punto v). £22.29/kW 12.98 9.31 FTC = + = . 2.2.2 BSUoS

National Grid, nel ruolo di operatore di sistema, ha il compito di mantenere il sistema elettrico bilanciato assicurandone la sicurezza e la qualità della fornitura. I costi che si rendono necessari per l’esercizio di tale attività, vengono recuperati dall’operatore attraverso l’applicazione di una tariffa a spese sia dei carichi che dei generatori, denominata Balancing Service Use of System (BSUoS).

Tale componente tariffaria comprende le seguenti voci di costo: • costi totali del meccanismo di bilanciamento;

(26)

• costi totali relativi alla stipula dei contratti del servizio di bilanciamento; • costi sostenuti per gli ancillary service;

• costi interni per il funzionamento del sistema;

• costi associati per lo sviluppo del servizio di bilanciamento;

• costi fatturati a NG associati agli errori incorsi ed a previsioni errate; • costi di realizzazione per BETTA3;

• costi relativi agli aggiustamenti necessari.

Determinazione della BSUoS.

La tariffa BSUoS che ciascun cliente c, dovrà pagare in un certo giorno d (Settlement Day), dovrà essere calcolata in conformità con la seguente formula:

∑ ∑

∈ ∈

= i c j d ij

cd BSUoSTOT

BSUoSTOT ,

dove;

i riferimento degli utenti BM individuali; j riferimento di un periodo di saldo individuale.

La determinazione della quantità all’interno del simbolo di sommatoria, è la composizione di tutta una serie di indici che riflettono i costi in cui si imbatte NG, i quali sono stati descritti al paragrafo precedente. La spiegazione di tali indici, ed informazioni dettagliate riguardanti la formula precedente, è possibile ottenerle consultando [18]. Sintetizzando le informazioni contenute in tale documento, è possibile fornire i passi logici adottati:

la complessa procedura calcola le voci di costo riferendoli all’inizio di un Settlement Period (1/48 del Settlement Day, cioè mezz’ora);

• il procedimento viene iterato (48 volte) fino a conclusione del Settlement Period; • il processo di calcolo è esteso a tutti i giorni dell’anno, determinando così la tariffa

finale espressa in £/MWh.

3 BETTA (British Electricity Trading and Transmission Arrangements), è il progetto che ha permesso

(27)

Tale tariffa è basata sul volume dell’energia prelevata dalla rete da parte dei carichi e sulla quantità immessa dai generatori. I valori misurati sono corretti tramite dei fattori che tengono conto delle perdite e denominati Transmission Losses Multiplier (TLM). La ripartizione del gettito tariffario fra carichi e generatori è 50% - 50%.

2.2.3 Connection Charges

Come citato in precedenza, la Connection Charges segue le linee guida espresse in Standard Condition C6 di National Grid Trasmission Licence. Gli obiettivi più importanti da soddisfare attraverso l’applicazione di questa tariffa sono:

• sia facilitata l’effettiva competizione nella generazione e nella fornitura di elettricità, facilitando quindi la competizione nella vendita, nell’acquisto e nella distribuzione; • la tariffa deve riflettere, per quanto ragionevolmente possibile, i costi in cui incorrono

i proprietari della licenza di trasmissione;

• tenga conto, per quanto ragionevolmente possibile, dello sviluppo futuro dell’attività di trasmissione;

• relativamente ai punti precedenti, faciliti la competizione per il sostentamento dei lavori per la connessione al sistema di trasmissione GB.

La tariffa di connessione, si rende necessaria per permettere a National Grid di recuperare, con un ragionevole tempo di ritorno, i costi che nascono quando un utente (sia esso un carico o un generatore) decide di connettersi alla rete di trasmissione della Gran Bretagna. Tale metodologia è stata applicata a partire dal Marzo del 1990 agli utenti che già si trovavano connessi alla rete ed estesa in seguito ai nuovi clienti. A partire dall’Aprile del 2005 questo procedimento è stato esteso alle compagnie Scottish Power Trasmission e Scottish Hydro-Electric Trasmission.

Così come descritto in [19] il primo passo che porta alla determinazione della tariffa, è quello di definire la linea di demarcazione che esiste fra i Connection Assets (elementi di

(28)

connessione) e i Transmission System Infrastructure Assets (elementi delle infrastrutture del servizio di trasmissione). In generale, gli elementi di connessione sono definiti come quegli elementi richiesti unicamente per connettere un singolo utente al sistema di trasmissione della GB, e che non sono e non dovrebbero essere normalmente usati da altri soggetti.

Gli elementi di connessione sono definiti come tutti quegli elementi del singolo utente che: • per le connessioni del tipo doppio Busbar, sono quegli elementi del singolo utente che

permettano di connetterlo con la prima sottostazione di proprietà del detentore della licenza di trasmissione, fino al doppio Busbar Bay incluso;

• per le connessioni a T o per quelle magliate, sono quegli elementi che partono dagli elementi dell’utente fino a, ma non includendoli, gli interruttoriHV.

• per le linee in cavo e aeree ad una certa tensione di trasmissione, sono quei circuiti di connessione delle singole utenze connesse ad una tensione di trasmissione uguale o inferiore a 2km in lunghezza che non sono potenzialmente divisibili.

Calcolo del Basic Annual Connection Charge per un elemento della rete.

Identificati gli elementi della rete, per poter ricavare la formula della Basic Annual Connection Charge (tariffa di connessione di un elemento su base annuale), si deve quantificare il costo iniziale che un operatore deve sostenere per connettere alla rete di trasmissione ciascuno di questi elementi. L’indice adottato viene denominato Gross Asset Value (GAV) e fornisce una stima dei costi appena citati. Pertanto questo indice riferito ad un nuovo elemento dovrà esprimere la spesa sostenuta dall’operatore di trasmissione nell’approvvigionamento di questo elemento. Tipicamente, il GAV è formato dalle seguenti componenti:

• costi di costruzione; • costi di ingegneria; • costi di finanziamento;

(29)

Il GAV di un elemento è rivalutato annualmente usando uno di due metodi possibili di valutazione. Tali metodi sono noti come MEA e RPI.

1) MEA (Modern Equivalent Asset); in questo metodo il GAV è indicizzato ogni anno con riferimento al livello di prezzo corrente di un elemento che effettui la stessa funzione dell’elemento originale. In questo metodo, il valore MEA è riferito ad un elemento rappresentativo. Ulteriori dettagli su questa metodologia sono disponibili in [19].

2) RPI (Retail Price Index): in questo metodo, il costo originale dell’elemento è indicizzato ogni anno, fino al termine della sua vita utile, nel seguente modo:

il GAV ottenuto viene indicizzato all’Aprile del Financial Year in cui cade la data del pagamento della tariffa. Questo GAV di Aprile è noto come Base Amount GAV;

il Base Amount GAV è allora indicizzato all’Aprile seguente usando il valore dell’RPI. I GAV di Aprile per gli anni seguenti sono calcolati iterando ogni anno lo stesso processo. Si ottiene così:

n n

n GAV RPI

GAV = 1

• Il calcolo di RPI per l’anno n è il seguente:

[

]

[

]

n 2 1 n n ttobre maggio a o medio da indice RPI ttobre maggio a o medio da indice RPI RPI − − = .

A questo punto, per la determinazione della tariffa, viene calcolato il valore dell’elemento della rete in un certo anno n attraverso un indice denominato NAV (Net Asset Value), il quale rappresenta il GAV medio ammortizzato dell’elemento. La seguente formula esprime il NAV di un elemento, dove An è l’età dell’elemento nell’anno n:

(30)

(

)

nto ammortame periodo di A nto ammortame periodo di GAV NAV n n n 5 . 0 + − ⋅ = .

Per esempio, assumendo di aver stimato il GAV di un elemento in £109, considerando un

periodo di ammortamento di 40 anni, il NAV presenterà il primo anno un valore di £

9

10 9875 .

0 ⋅ (riduzione di 1.25%) ed il secondo anno un valore pari a £0.9625109 (con una

riduzione ulteriore del 2.5% rispetto al valore iniziale). Il processo continuerà con una riduzione costante del 2.5% fino al termine della vita dell’elemento.

La determinazione della tariffa finale è data dalla somma di due componenti, cioè:

una “non capital component”; ulteriormente divisa in due parti, mira al recupero dei costi relativi alla manutenzione delle attività (Site Specific Maintenance) ed alla copertura dei costi relativi alla gestione delle attività sostenute da NG (Trasmission Running Costs)

una “capital component”; mira sostanzialmente al recupero dei costi sostenuti per la costruzione delle linee di connessione ed alla copertura delle spese per le gratifiche degli ingegneri.

Maggiori informazioni sono disponibili in [19].

In sintesi la formula dell’Annual Connection Charge (ACC) risulta:

(

)

(

)

[

n n n n

]

[

n

(

n

)

n

(

n

)

]

n n

n CC NCC D GAV R NAV SSF RPIGAV TC GAV

ACC = + = ⋅ + ⋅ + ⋅ +

dove:

n anno al quale si riferisce il pagamento;

GAVn GAV come definito in precedenza;

RPIGAVn GAV come definito in precedenza;

NAVn NAV come definito in precedenza;

Dn percentuale del tasso di ammortamento (pari a 1/periodo di ammortamento);

(31)

SSFn Site Specific Factor per l’anno n espresso in % del GAV;

TCn componente del Trasmission Running Cost per l’anno n.

Se l’anno n cade al di fuori del periodo di ammortamento, allora NAVn e Dn sono pari a zero.

Altre componenti si possono aggiungere a quelle precedentemente citate. Per queste e per esempi numerici rimandiamo a [19].

2.3 Tariffe di distribuzione in Gran Bretagna.

In Gran Bretagna, le compagnie per il servizio di distribuzione dell’energia elettrica posseggono ed operano in una o più delle reti di distribuzione. Dalla figura seguente notiamo che esistono 8 compagnie di distribuzione che operano in 14 differenti aree.

Figura 2.7: società di distribuzione nelle varie aree della Gran Bretagna (fonte[30]).

Attraverso l’applicazione della tariffa, ognuna delle compagnie di distribuzione (DNOs, Distribution Network Operators), può recuperare le spese sostenute per tale servizio, oltre che

(32)

ad assicurarsi un ritorno sul capitale investito. Le tariffe applicate sono determinate individualmente da ciascun DNO ma sono sottoposte all’approvazione annuale da parte di OFGEM (l’Authority), la quale è anche responsabile della definizione delle linee guida sulle quali impostare le tariffe.

2.3.1 Regolamenti delle operazioni di monopolio.

Il documento di riferimento che illustra la struttura delle tariffe imposte dai DNOs è il The Structure of Electricity Distribution Charges Initial Consultation Paper, December 2000 (si veda [24]) pubblicato da OFGEM. Questo documento trae origine dall’Electricity Council Tariff Formulation Manual del 1984. La struttura metodologica utilizzata è quella proposta da Boley e Fowler nel 1977, la quale era essenzialmente un modello di allocazione dei costi basato sui profili di consumo di differenti tipi di gruppi di utenti. Da allora la struttura tariffaria è rimasta sostanzialmente invariata, eccetto che per la necessità di correggere quanto sviluppato per adattarlo alle nuove esigenze tecnologiche come la generazione distribuita e la micro – generazione. Alla luce di questi cambiamenti, si è reso necessario sostituire il concetto di allocazione dei costi con quello cost – reflective, il quale è più adatto per una corretta interpretazione delle dinamiche e degli sviluppi di lungo termine del mercato elettrico (si veda [29]).

A partire dal 1 Aprile 2005, sono entrate in vigore delle disposizioni provvisorie (interim arranggements) che dovranno fare da tramite per il periodo transitorio in modo da consentire il passaggio fra il vecchio ed il nuovo sistema tariffario (si veda ad esempio [25] e [26]). La previsione è che il periodo transitorio si esaurisca a partire dal 2010. Per tale motivo, nelle pagine che seguono si è ritenuto di riportare solamente la versione definitiva delle tariffe di distribuzione. Nozioni sulle disposizioni provvisorie si possono avere consultando [25], [26] e [28].

2.3.2 Guadagno limite.

Gli obiettivi di lungo termine di OFGEM sono quelli di massimizzare il benessere sociale (social welfare) consentendo ai DNOs di incrementare i propri profitti solo a seguito di un

(33)

aumento di efficienza. Per questo motivo, similmente a quanto avviene a livello della trasmissione, anche nella distribuzione esiste un price cap come controllo sul massimo guadagno permesso ad ogni compagnia di distribuzione. Questo meccanismo, denominato Distribution Price Control Review (DPCR), utilizzando il metodo RPI-X, intende fornire incentivi nel ridurre i costi incrementando l’efficienza dei DNOs senza compromettere la qualità del servizio. In questo modo si ritiene che vengano fornite delle indicazioni economiche sui prezzi che siano cost – reflective.

In sintesi può essere affermato che gli obiettivi che la tariffa persegue deve essere opportunamente bilanciata fra:

• riflessione dei costi; • semplicità;

• facilità di implementazione; • trasparenza.

2.4 Parametri delle tariffe di distribuzione.

Per esaminare i principi tariffari, è necessario capire come si articolano i vari pagamenti fra i partecipanti alla distribuzione. Occorre preventivamente dire che i distributori recuperano le spese sostenute per le loro attività attraverso due componenti principali:

componente per l’uso del sistema di distribuzione (Use of System charges);componente per la connessione al sistema di distribuzione (connection charges).

A livello di distribuzione dell’energia elettrica, i principali partecipanti alle relazioni commerciali sono tre:

• i fornitori; • i distributori; • i clienti.

(34)

Ognuno di questi, stipula contratti bilaterali con la relativa controparte: i distributori riscuotono dai fornitori la componente di uso del sistema e dai clienti la componente di connessione. Questi dovranno a loro volta pagare i fornitori per la fornitura dell’energia elettrica. Nella figura seguente è riportata una rappresentazione schematica di quanto appena detto che pone in evidenza i flussi di cassa dell’attività di distribuzione.

Figura 2.8: flussi di cassa nell’attività di distribuzione.

OFGEM, si pone il problema di delineare un confine fra i costi che è possibile recuperare con la componente d’uso e quali con quella di connessione. Tale problema è inquadrato nei documenti esaminati con il nome di Connection boundary (si veda ad esempio [27]). La decisione sulla separazione fra tariffe di connessione e di uso deve tener conto delle esigenze di:

riflettere i costi agli utenti con il metodo Long Run Incremental Cost (LRIC) oltre che solamente in relazione ai costi insorti;

fornire segnali locazionali cost – reflecticve;

• evitare tariffe eccessivamente volatili e imprevedibili;

• evitare una complessità non adatta od inimmaginabile nella tariffa d’uso. Esaminiamo adesso le due componenti precedentemente citate.

(35)

Use of System charges.

La determinazione della componente d’uso del sistema di distribuzione è determinata seguendo la metodologia (use of system charging methodology) riportata nella “standard condition 4A of the distribution licence”

Lo sviluppo della metodologia per la determinazione della componente d’uso, richiede che vengano fatte delle ipotesi adeguate. Tale modello deve soddisfare due requisiti principali, e cioè:

• stima dei costi marginali per gli utenti o tipo di utenti;

• aggiustamenti per assicurare che la tariffa nel suo insieme consenta di recuperare il guadagno limite.

Come detto, se le tariffe forniscono delle indicazioni economiche agli utenti della rete incoraggiandoli ad assumere decisioni efficienti, è importante che la stima dei costi marginali sia basata su di una previsione di lungo periodo, oltre che sull’allocazione dei costi storici. È importante pure che il recupero dei costi fissi non distorca i segnali forniti.

Come conseguenza di quanto espresso, implicitamente si ottiene che il modello adottato sia l’LRIC. Il concetto su cui poggia questo modello, è che a seguito della decisione da parte di un particolare cliente o gruppo di clienti che richiedono un incremento di elettricità attraverso il sistema di distribuzione, si genera un costo addizionale.

OFGEM, consente a ciascun DNO di determinare arbitrariamente il modello LRIC più adeguato alle proprie esigenze con l’unico vincolo di non distorcere i segnali locazionali. Esiste tuttavia un certo numero di opzioni che possono essere utilizzate da parte dei DNOs per implementare il proprio modello, e sono:

1. entry - exit charging model;

2. generator and demand use of system charges; 3. contractal path model;

(36)

Ognuna di queste opzioni è descritta ampiamente in [27] al quale si rimanda per approfondimenti sulla questione.

Prima del metodo descritto, ne veniva utilizzato un altro, il Distribution Reinforcement Model (DRM), il quale però non era in grado di fornire prezzi differenziati locazionalmente ed è dunque stato sostituito con l’attuale. Un’analisi approfondita sul metodo DRM è possibile ottenerla consultando [26].

Dal 1 Aprile 2005, vengono inserite all’interno dei questa componente le spese di O&M e le TSA (Tariff Support Allowance) che in precedenze venivano conteggiate nella tariffa di connessione.

Connection charges.

La determinazione della componente della connessione al sistema di distribuzione è determinata seguendo la metodologia connection of system charging methodology riportata nella “standard condition 4B of the distribution licence”.

In generale esistono due metodi per la definizione delle tariffe di connessione:

deep: con questo metodo gli utenti della rete (sia carichi che generatori), sosterranno sia i costi per le linee da cui trarranno un beneficio diretto, che quelli derivanti dalla costruzione di nuove linee necessarie alla loro connessione, in proporzione all’uso derivante.

shallow: gli utenti sosterranno solo i costi per la sua connessione al punto di immissione o di prelievo.

Il primo dei due metodi fornisce forti segnali locazionali ma è più difficile da implementare rispetto al secondo, il quale a sua volta fornisce però deboli segnali locazionali.

A partire dal 1 Aprile 2005 il metodo utilizzato per le componente di connessione è quello di tipo shallow, diversamente a quanto avveniva in precedenza in cui veniva utilizzato il metodo

(37)

deep. Un confronto fra questi due metodi di valutazione dei costi di connessione si trova in [26].

Resta da osservare che la tariffa finale, somma delle due componenti illustrate sarà differenziata in base alle seguenti caratteristiche:

• livello della tensione di connessione; • distanza a cui l’elettricità è distribuita; • fattori geografici e demografici; • condizioni di picco sul sistema.

Figura

Figura 2.1: zone di generazione (fonte[23]).
Figura 2.2: zone di carico (fonte[23]).
Tabella 2.1: fattori di espansione circuitale (fonte[18]).
Tabella 2.2: tariffe TNUoS per la generazione (fonte[23]).
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