Capitolo 1
Valorizzazione dell’energia elettrica prodotta da un impianto di generazione
1.1 Processo di liberalizzazione del mercato elettrico in Italia
Il mercato elettrico in Italia nasce per effetto del D.lgs. n.79/99 “Bersani”, nell’ambito del processo di recepimento della Direttiva comunitaria 96/92/CE sulla creazione di un mercato interno dell’energia.
I punti fondamentali di tale direttiva sono:
− Abolizione di ogni esclusiva per la produzione e per l’import-export
− Apertura di un mercato libero con l’istituzione della categoria dei clienti idonei − Diritto di accesso alla rete per tutti i produttori ed i clienti idonei
− Separazione, almeno contabile, tra le funzioni di produzione-trasmissione-distribuzione nelle aziende verticalmente integrate
− Gestione unica ed indipendente delle funzioni di trasmissione e di dispacciamento in una assegnata area geografica
− Accettazione del monopolio naturale della funzione di distribuzione ai clienti vincolati per una assegnata area geografica
− Assenza di ogni vincolo legato alla proprietà per tutti gli operatori del sistema
Successivamente, la Direttiva 2003/54/CE ha sostituito ed abrogato la precedente Direttiva 96/92/CE. Tra gli aspetti più importanti definiti dalla nuova Direttiva si ricordano:
− Ulteriore apertura del mercato dell’energia elettrica (dal 1 luglio 2007 tutti i clienti saranno liberi)
− Gli Stati Membri devono definire uno o più Gestori delle Reti di Distribuzione, con compiti definiti di sviluppo e di gestione.
Le attività di produzione, importazione ed esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica, per le quali non vigono condizioni di monopolio naturale, sono state dunque liberalizzate. In particolare, per quanto riguarda la produzione, il Decreto ha stabilito che, per favorire la crescita di un regime di concorrenza, a partire dal 1 Gennaio 2003 nessun soggetto possa produrre o importare (direttamente o indirettamente) più del 50% del totale dell’energia elettrica prodotta e importata in Italia; inoltre ha consentito di svolgere l’attività di vendita a chiunque abbia disponibilità di energia.
Dal lato della domanda, invece, il Decreto ha introdotto la suddivisione dei clienti in “clienti idonei”, ammessi ad acquistare energia elettrica nel libero mercato, e “clienti vincolati”, che non
rientrano nei parametri di consumo previsti nelle soglie di idoneità e che possono acquistare energia elettrica solo dal distributore che esercita il servizio nell’area di appartenenza.
Sono clienti idonei: Dal 1 Gennaio 2000
− I clienti finali con consumi non inferiori a 20 GWh/anno
− I gruppi di imprese, i consorzi e le società consortili, aventi consumi non inferiori a 20 GWh/anno, con dimensione minima di 1 GWh/anno
Dal 1 Gennaio 2002
− I clienti finali con consumi non inferiori non inferiori a 9 GWh/anno
− I gruppi di imprese, i consorzi e le società consortili con consumi non inferiori a 9 GWh/anno, con dimensione minima di 1 GWh/anno
− Ogni cliente finale il cui consumo sia risultato nell’anno precedente superiore a 1 GWh/anno in ciascun punto di misura considerato e superiore a 40 GWh/anno come somma dei suddetti punti di misura
Dal 1 Maggio 2003
La soglia di consumo minimo per poter accedere al mercato libero è stata abbassata a 100 MWh/anno, con la possibilità dunque anche per piccole e medie imprese di affacciarsi su questo mercato.
Dal 1 Luglio 2004
Sono clienti idonei tutte le imprese, grandi o piccole; restano escluse solo le utenze domestiche. Con la liberalizzazione del mercato elettrico è inoltre stata introdotta la nuova figura del grossista, ovvero persona fisica o giuridica che acquista e vende energia elettrica senza esercitare attività di produzione, trasmissione e distribuzione.
Dal 31/12/2004 anche la domanda è stata ammessa al mercato come stabilito dalla Direttiva Ministeriale del 24/12/2004, la cosiddetta “domanda attiva”, permettendo così a tutti gli operatori interessati di approvvigionarsi direttamente in borsa. La novità più importante dovuta alla partecipazione attiva della domanda in borsa riguarda, dunque, la possibilità per i grossisti ed i grandi consumatori di acquistare direttamente in borsa l’energia loro necessaria e l’obbligo di programmare, su base oraria il proprio profilo di prelievo.
Dal 1 Luglio 2007 tutti i clienti saranno idonei, ovvero, tutti gli utenti potranno scegliere liberamente il gestore da cui rifornirsi con conseguente apertura totale del mercato.
Per quanto riguarda le attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica, queste sono rimaste riservate allo Stato, ed attribuite in concessione al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GRTN).
Dal 1 novembre 2005, per effetto del DPCM dell’11 Maggio 2004, il ramo d’azienda del GRTN relativo a dispacciamento, trasmissione e sviluppo della rete è stato trasferito a Terna, la società proprietaria della RTN, al fine della riunificazione della gestione e della proprietà della rete stessa. Inoltre, secondo quanto previsto dal D.Lgs. n.79/99, il GRTN ha costituito in forma di S.P.A. il Gestore del Mercato Elettrico (GME) e l’Acquirente Unico (AU).
Al GME è affidata la gestione economica del mercato elettrico, secondo criteri di trasparenza e obiettività, al fine di promuovere la concorrenza tra produttori assicurando la disponibilità di un adeguato livello di potenza.
All’AU è stato affidato il compito di assicurare ai clienti vincolati la fornitura di energia elettrica in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio, nonché di parità di trattamento, anche tariffario, su tutto il territorio nazionale.
Per quanto riguarda la distribuzione, il Decreto ha previsto che, le imprese distributrici sono obbligate a connettere alle proprie reti tutti i soggetti che ne facciano richiesta e che l’attività di distribuzione sia attribuita fino al 31 Dicembre 2030 ai diversi soggetti che già la svolgevano sulla base di concessioni rilasciate dal Ministero dell’Industria. E’ stata anche consentita la razionalizzazione dell’attività attraverso l’aggregazione fra operatori e, in qualche caso, la cessione della rete di distribuzione e dei rami d’azienda da parte di Enel alle imprese locali. Dal 1 Gennaio 2031 l’affidamento della distribuzione a livello locale avverrà, invece, secondo regole concorrenziali; con questa ultima tappa si prevede che sarà completato il processo di liberalizzazione del mercato elettrico in Italia.
1.2 Possibili forme di valorizzazione dell’energia elettrica
In regime di libero mercato, l’energia elettrica prodotta da un impianto di generazione, in eccesso rispetto a quella autoconsumata in loco, può essere:
− ceduta al Gestore di Rete competente, ovvero:
− all’Impresa Distributrice, se l’impianto è collegato alla rete dell’impresa stessa − a TERNA, se l’impianto è collegato alla Rete di Trasmissione Nazionale − al GSE, se l’energia prodotta è relativa a precedenti convenzioni CIP6 e 108/97 − venduta sul Mercato libero:
− tramite la Borsa
− tramite Contratti Bilaterali
Come sarà chiarito in seguito, la possibilità di accedere ad una delle suddette forme di valorizzazione, nonché il prezzo riconosciuto, sono strettamente dipendenti dal tipo di impianto (taglia e tipo di fonte).
In particolare, la quantità di energia attualmente ceduta ai Gestori di Rete rappresenta una quota esigua rispetto all’energia venduta sul mercato, in quanto l’energia ceduta al Gestore di Rete deve essere prodotta da impianti che soddisfano specifici requisiti.
L’aspetto relativo alla cessione di energia al Gestore di Rete sarà trattato in maniera più approfondita nel Capitolo 2; nei paragrafi successivi invece, saranno descritte le funzioni e la struttura della Borsa elettrica e del mercato bilaterale.
Flusso commerciale di energia elettrica
Impianti di produzione
Gestore di Rete locale a
cui è collegato l'impianto Mercato
GSE
per l'energia ceduta con convenzioni CIP 6 e 108/97
Contratti Bilaterali
Distributori
Clienti Vincolati Acquirente Unico
Gestori diversi dai distributori Eccedenze Grossisti Borsa Clienti Idonei Contratti di fornitura Acquirente Unico Distributori Clienti Vincolati Fig. 1.1
1.3 La Borsa elettrica 1.3.1 Struttura della Borsa
Il GME è responsabile dell’organizzazione e della gestione della Borsa elettrica, un meccanismo di contrattazione a cui possono accedere liberamente tutti i clienti idonei, i grossisti e i produttori . Sia i fornitori che gli acquirenti presentano offerte orarie, rispettivamente di vendita e di acquisto; il prezzo di equilibrio e le quantità accettate vengono definite dall’incontro tra le curve aggregate della domanda e dell’offerta.
Gli attori del mercato sono:
– Produttori (e Autoproduttori)
– Distributori (con funzioni di gestione delle reti di distribuzione e di vendita ai clienti vincolati)
– Grossisti – Clienti idonei
Con il provvedimento di ammissione è riconosciuta al soggetto richiedente la qualifica di operatore di mercato. Gli operatori ammessi al mercato sono inseriti in un apposito “Elenco degli operatori ammessi al mercato” tenuto e gestito dal GME nel rispetto della normativa in materia di riservatezza dei dati personali.
Possono essere ammessi alla Borsa tutti i soggetti che:
− Siano dotati di adeguata professionalità e competenza nell’utilizzo di sistemi telematici e dei sistemi di sicurezza ad essi relativi
− Non siano stati condannati, con sentenza definitiva, ovvero con sentenza che applica la pena su richiesta delle parti, per il delitto di aggiotaggio, per uno dei delitti contro l’inviolabilità della segretezza delle comunicazioni informatiche o telematiche, ovvero per il delitto di frode informatica
− Non siano stati esclusi, precedentemente, dal mercato elettrico Tali soggetti, per essere ammessi alla Borsa, devono:
− Presentare una domanda di ammissione secondo il modello definito in allegato alla Disciplina del mercato elettrico, corredata della documentazione attestante che il soggetto abbia i requisiti sopra richiamati
− Sottoscrivere un contratto di adesione, secondo il modello definito in allegato alla Disciplina del mercato elettrico, con il quale il contraente dichiara di conoscere e di accettare, senza alcuna condizione o riserva, la Disciplina del mercato elettrico e si
impegna, tra l’altro, a pagare un corrispettivo di accesso, un corrispettivo fisso annuo e un corrispettivo per ogni MWh scambiato
La Borsa elettrica si articola nei seguenti mercati:
− Mercato del Giorno Prima - MGP (mercato dell'energia) − Mercato di Aggiustamento - MA (mercato dell’energia) − Mercato del Servizio di Dispacciamento – MSD
Il Mercato del Giorno Prima (MGP) è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e vendita di energia elettrica per ciascuna ora del giorno successivo. Tale mercato ospita la maggior parte delle transazione di compravendita di energia elettrica e vi possono partecipare tutti gli operatori elettrici.
− Sul MGP si scambiano blocchi orari di energia per il giorno successivo
− Gli operatori partecipano presentando offerte nelle quali indicano la quantità ed il prezzo massimo/minimo al quale sono disposti ad acquistare/vendere
− La seduta del MGP chiude tutti i giorni alle ore 9.00 e si apre 9 giorni prima del giorno precedente a quello cui si riferiscono le offerte
− Le offerte sono accettate dopo la chiusura della seduta di mercato, sulla base del merito economico e nel rispetto dei limiti di transito tra le zone comunicati da Terna. Il GME è quindi un mercato d’asta e non un mercato a contrattazione continua
− Le offerte di vendita accettate sono valorizzate al prezzo di equilibrio della zona a cui appartengono. Tale prezzo è determinato, per ogni ora, dall’intersezione della curva di domanda e di offerta e si differenzia da zona a zona in presenza di limiti di transito saturati. − Le offerte di acquisto accettate sono valorizzate al prezzo unico nazionale (PUN), pari alla
media dei prezzi zonali ponderata per i consumi zonali
− Su MGP le offerte di vendita possono essere riferite solo a punti di offerta in immissione e/o misti e le offerte di acquisto possono essere riferite solo a punti di offerta in prelievo e/o misti
− Le offerte accettate determinano i programmi preliminari di immissione e prelievo di ciascun punto di offerta per il giorno successivo
− Il GME agisce come controparte centrale − La partecipazione è facoltativa
Il Mercato di Aggiustamento (MA) è la sede di negoziazione delle offerte di acquisto e vendita di energia elettrica per ciascuna ora del giorno successivo, consentendo agli operatori la modifica dei programmi di immissione e prelievo definiti sul MGP attraverso ulteriori offerte di acquisto o vendita.
− La seduta del MA si svolge dopo la chiusura del MGP e la comunicazione degli esiti del mercato, si apre alle 10.30 e si chiude alle 14.00
− Le offerte di acquisto e vendita vengono selezionale sulla base del criterio di ordine di merito economico compatibilmente con il rispetto dei limiti di transito residui a valle del MGP
− A differenza del MGP le offerte di acquisto accettate sono valorizzate al prezzo di equilibrio zonale e non al prezzo unico nazionale (PUN)
− Le offerte accettate modificano i programmi preliminari e determinano i programmi aggiornati di immissione e prelievo di ciascun punto di offerta per il giorno successivo − Il GME agisce come controparte centrale
− La partecipazione è facoltativa
Il Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) è la sede di negoziazione delle offerte di vendita e di acquisto di servizi di dispacciamento, utilizzata da Terna per le risoluzioni delle congestioni intrazonali, per l’approvvigionamento della riserva e per il bilanciamento in tempo reale tra immissioni e prelievi.
− La seduta del MSD si apre alle 14.30, dopo la comunicazione degli esiti del MA, e si chiude alle 16.00
− Al MSD possono partecipare solo le unità abilitate alla fornitura di servizi di dispacciamento e le offerte possono essere presentate solo dai relativi utenti del dispacciamento
− Il MSD restituisce due esiti distinti:
− il primo esito (MSD ex-ante) relativo alle offerte accettate da Terna a programma, ai fini della risoluzione delle congestioni e della costituzione di un adeguato margine di riserva
− il secondo esito (MSD ex-post) relativo alle offerte accettate da Terna nel tempo reale (tramite l’invio di ordini di bilanciamento) ai fini del bilanciamento tra immissioni e prelievi
− Sul MSD le offerte sono accettate sulla base del merito economico, compatibilmente con la necessità di assicurare il corretto funzionamento del sistema
− Le offerte accettate su MSD determinano i programmi finali di immissione e prelievo di ciascun punto di offerta
− In questo mercato Terna agisce come controparte centrale − La partecipazione al MSD è obbligatoria
Nell’ambito della Borsa elettrica avviene l’incontro tra produttori ed acquirenti di energia elettrica, ovvero tra offerta e domanda. I produttori presentano delle offerte di vendita che devono incontrarsi con le offerte di acquisto presentate dagli acquirenti, che possono essere clienti idonei, grossisti, Acquirente Unico. Gli operatori prendono parte alla Borsa presentando al GME offerte di acquisto o di vendita relative alle proprie unità di produzione o di consumo.
Le offerte ricevute dal GME sono soggette a due tipi di verifiche: la prima verifica (di validità) è formale sulla correttezza dell’offerta stessa; la seconda verifica (di congruità) accerta che le offerte siano compatibili con i dati tecnici degli impianti cui si riferiscono e con la capacità finanziaria dell’operatore.
Le offerte indicano sia la quantità di energia (MWh), che il prezzo unitario dell’energia (€/MWh) ed esprimono la disponibilità di un operatore a vendere (o comprare) una quantità di energia non superiore a quella indicata, al prezzo specificato nell’offerta.
Ogni offerta è riferita ad un “punto di offerta” e ad un’ora del giorno (periodo rilevante); ciò significa che per ogni giorno e per ogni “punto di offerta” possono essere presentate al massimo 24 offerte, ciascuna indipendente dalle altre.
Nel MGP le offerte accettate pagano o ricevono un prezzo di equilibrio (definito dal GME) che, a fronte di prezzi differenziati per zona e tenendo conto anche dei risultati dei Contratti Bilaterali, prevede l’applicazione di un prezzo unico di acquisto su base nazionale (PUN), pari alla media dei prezzi di vendita ponderati per i consumi di zona.
Anche nel MA viene definito un prezzo di equilibrio, che tuttavia è unico per l’intero paese solo se non si registrano congestioni sulla rete. In presenza di congestioni il prezzo risulta differenziato geograficamente zona per zona.
Nel caso del MSD, invece, le offerte non sono remunerate al prezzo di equilibrio, bensì al proprio prezzo di offerta: il prezzo indicato nelle offerte rappresenta cioè il prezzo esatto di vendita o acquisto.
Al termine della seduta di mercato, il GME comunica a ciascun operatore quali sono le offerte accettate ed il relativo programma di immissione o prelievo giornaliero.
Tale programma determina la quantità di energia elettrica che ciascun operatore dovrà immettere o prelevare in rete.
La gestione della rete, ovvero il coordinamento del funzionamento degli impianti di produzione e il rispetto delle condizioni di sicurezza ed efficienza del sistema è compito di Terna.
Infatti il GME comunica gli esiti del mercato a Terna, che verifica l’effettiva applicabilità dei programmi di immissione e prelievo sulla base dei vincoli tecnici di rete (limiti di transito nelle linee).
La Borsa elettrica è gestita attraverso un sistema informatico al quale gli operatori accedono attraverso la rete internet. Tutti gli scambi di informazioni tra operatori, GME e Terna (tra cui l’invio delle offerte, la comunicazione degli esiti del mercato e dei programmi definiti dal GME sul MGP e sul MA, la comunicazione delle modifiche ai programmi apportate da Terna sul MSD) avvengono tramite lo scambio di file in formato XML attraverso la rete Internet o la compilazione di moduli disponibili sul sito internet del GME.
Per evitare le congestioni che potrebbero determinarsi sulla rete nell’attuazione dei programmi di immissione e prelievo, il GME adotta una rappresentazione semplificata della rete, nella quale sono definiti i limiti di transito (ovvero il massimo flusso di potenza che può essere trasportato in quella porzione di rete compatibilmente con la sicurezza del sistema) tra zone geografiche nazionali, zone estere e poli di produzione.
1.3.2 Corrispettivi e regolazione dei pagamenti
Il GME definisce annualmente la misura dei corrispettivi che gli operatori della Borsa versano a fronte dei servizi forniti. Tale misura è pubblicata sul sito internet del GME congiuntamente ai parametri per la sua determinazione (art.7, comma 3, Testo integrato della Disciplina del mercato elettrico).
Il GME, ha definito come segue la misura ed i parametri dei corrispettivi per l’anno 2005. I corrispettivi di cui all'art.7, comma 1, del Testo integrato della Disciplina del mercato elettrico, sono così determinati:
− Corrispettivo di accesso al mercato elettrico (una tantum) pari a 7.500 € − Corrispettivo fisso annuo pari a 10.000 €
− Corrispettivo per ogni MWh negoziato pari ad € 0,04
* *
In base al Decreto del 23 Novembre 2006, a partire dal 1/01/ 2007, la nuova struttura dei corrispettivi variabili sarà la seguente:
− una franchigia iniziale sui primi 0,02 TWh di energia elettrica negoziati mensilmente
− un corrispettivo pari a 0,04 €/MWh per i quantitativi di energia elettrica negoziati mensilmente eccedenti la soglia di 0,02 TWh fino ad un massimo di 1 TWh
− un corrispettivo pari a 0,03 €/MWh per i quantitativi di energia elettrica negoziati mensilmente eccedenti la soglia di 1 TWh fino ad un massimo di 10 TWh
− un corrispettivo pari a 0,02 €/MWh per i quantitativi di energia elettrica negoziati mensilmente eccedenti i 10 TWh
I corrispettivi sopra indicati sono da intendersi al netto dell’IVA.
Ogni giorno e con riferimento a ciascun operatore, il GME, al fine di agevolare il controllo delle transazioni concluse sul mercato elettrico e delle partite economiche che da esse hanno origine, rende disponibile, tramite file XML:
− La valorizzazione delle offerte accettate relative agli acquisti degli operatori sul MGP e sul MA − La valorizzazione delle offerte accettate relative alle vendite degli operatori sul MGP e sul MA − La valorizzazione dei corrispettivi dovuti al GME per ogni MWh oggetto delle offerte di
acquisto e vendita accettate sul Mercato Elettrico
− La valorizzazione delle offerte accettate relative agli acquisti degli operatori sul MSD − La valorizzazione delle offerte accettate relative alle vendite degli operatori sul MSD
Ai fini della regolazione dei pagamenti, il GME determina, per ogni operatore, la posizione netta, debitrice o creditrice, nei confronti del GME stesso (netto a regolare), sulla base degli importi,
comprensivi di IVA, che fanno riferimento alle fatture emesse e ricevute dal GME relativamente allo stesso periodo di fatturazione.
1.4 I Contratti bilaterali
1.4.1 Funzionamento del mercato bilaterale
Produttori e clienti idonei possono vendere ed acquistare energia elettrica non solo attraverso la Borsa, ma anche stipulando contratti di compravendita conclusi al di fuori del sistema delle offerte: i Contratti Bilaterali. In questo caso i programmi orari di immissione e prelievo, nonché il prezzo di valorizzazione dell’energia sono liberamente determinati dalle parti. Anche i Contratti Bilaterali sono tuttavia soggetti alla verifica di compatibilità con i vincoli di trasporto. A tal fine il GSE comunica al GME i programmi di immissione ed i programmi di prelievo relativi ai Contratti Bilaterali sotto forma di offerte di vendita e di acquisto aventi massima priorità di prezzo, cioè rispettivamente aventi prezzo zero e senza indicazione di prezzo.
L’esecuzione fisica dei contratti, vale a dire la cessione ed il ritiro dell’energia elettrica sottostante ai contratti stessi, deve essere effettuata utilizzando le reti elettriche e comporta l’assunzione, da parte dei contraenti, di obblighi ad immettere e a prelevare energia elettrica in uno o più punti, rispettivamente, di immissione e di prelievo.
Tali obblighi devono essere tra loro bilanciati in termini di energia sottesa; vale a dire che la quantità di energia elettrica da immettere in ciascun periodo di riferimento (ad oggi l’ora) deve corrispondere, al netto delle perdite nelle reti, alla quantità di energia elettrica da prelevare nel medesimo periodo.
L’esecuzione fisica del contratto in generale impegna il sistema elettrico nazionale nel suo complesso, in quanto prevede l’utilizzo di reti con obbligo di connessione di terzi tra loro interconnesse. L’esecuzione fisica del Contratto Bilaterale è indipendente dalla disponibilità delle parti (venditore-acquirente) e può essere garantita unicamente dal soggetto responsabile della gestione complessiva dei flussi di energia elettrica a livello nazionale (Terna), nell’ambito dell’attività di dispacciamento.
In sintesi, i Contratti Bilaterali hanno tre elementi caratterizzanti: − Hanno come oggetto la compravendita di energia elettrica
− Prevedono l’immissione in (e il prelievo da) una o più reti con obbligo di connessione di terzi dell’energia elettrica sottostante il contratto
− Ai fini della loro esecuzione fisica, prevedono la comunicazione al Gestore di Rete delle modalità con cui l’energia elettrica oggetto del contratto impegna le reti, mediante la comunicazione di programmi di immissione e di prelievo. Questo non implica necessariamente che nel contratto bilaterale siano elencati i punti in cui l’energia elettrica
venduta viene immessa in rete e quelli da cui l’energia elettrica viene prelevata dalla rete. Tuttavia il contratto deve consentire la verifica, da parte del Gestore di Rete, della rispondenza tra obblighi bilanciati di immissione e di prelievo derivanti dal contratto stesso.
I Contratti Bilaterali sono conclusi previa autorizzazione dell’AEEG, che viene rilasciata, su richiesta degli interessati e previo parere conforme del Gestore di Rete, a condizione che essi non arrechino grave pregiudizio alla concorrenza e alla sicurezza del sistema; inoltre l’AEEG stabilisce, con riferimento generale ai contratti con i clienti idonei, le clausole negoziali e le regolamentazioni tecniche indispensabili al corretto funzionamento dell'intero sistema elettrico, da inserire nei contratti stessi.
E’ quindi necessario definire:
− Diritti e gli obblighi per l’esecuzione fisica di un contratto bilaterale − Criteri di autorizzazione dei contratti bilaterali
− Clausole negoziali e regolamentazioni tecniche relative ai contratti bilaterali
I requisiti che i Contratti Bilaterali devono soddisfare sono:
− Il rispetto delle condizioni di accesso alla rete definite dall’Autorità
1.4.2 Diritti ed obblighi connessi all’esecuzione dei Contratti Bilaterali
La necessità di utilizzare per la consegna e il ritiro dell’energia elettrica una infrastruttura condivisa, vale a dire la rete elettrica, fa sì che il comportamento di ciascun operatore abbia un impatto sul sistema elettrico nel suo complesso e, quindi, sugli altri operatori. Inoltre, l’impossibilità di vincolare gli operatori al rispetto dei programmi di immissione e di prelievo preventivamente comunicati al Gestore di Rete si traduce in potenziali discrepanze tra posizioni commerciali
(acquisti/vendite) e posizioni fisiche (immissioni/prelievi).
Le partite economiche risultanti dalle deviazioni tra immissioni e prelievi effettivi ed i relativi programmi, devono essere regolate all’interno del servizio di dispacciamento. Nel sistema attuale, con l’avvio del dispacciamento di merito economico e l’entrata in vigore del sistema delle offerte, si ha un unico contratto relativo al servizio di dispacciamento.
La regolazione delle partite economiche esige che, per ciascun punto di immissione e di prelievo, sia identificato un soggetto (Utente del dispacciamento) responsabile nei confronti del Gestore di Rete per gli sbilanciamenti attribuiti a tale punto, e che gli sbilanciamenti siano correttamente quantificati.
Questo richiede tra l’altro la predisposizione di un servizio per: − La registrazione dei contratti di compravendita
− L’acquisizione dei programmi di immissione e di prelievo relativi ai predetti contratti
− La verifica dei requisiti per l’eseguibilità del contratto, tra cui il bilanciamento tra i programmi di immissione ed i programmi di prelievo
− L’acquisizione delle misure dell’energia elettrica effettivamente immessa e prelevata
− L’accertamento e la quantificazione delle partite economiche risultanti dai saldi tra immissioni/prelievi misurati (posizione fisica) e immissioni/prelievi programmati in conformità ai contratti registrati (posizione contrattuale).
Tale servizio può essere predisposto dal Gestore di Rete o da una società appositamente costituita. La comunicazione al Gestore di Rete dei programmi di immissione e di prelievo risulta necessaria anche al fine di permettere al medesimo Gestore di Rete di:
− Programmare con opportuno anticipo le azioni necessarie al mantenimento dell’equilibrio tra immissioni e prelievi
− Verificare la congruità della totalità dei programmi di immissione e di prelievo comunicati con la sicurezza di funzionamento del sistema elettrico
Sulla base delle osservazioni precedenti, ai fini della comunicazione dei programmi, si presentano due possibili soluzioni:
− I singoli utenti del dispacciamento comunicano al Gestore di Rete i programmi di immissione e di prelievo relativi al contratto di compravendita, lasciando al Gestore di Rete il compito di verificare la coerenza delle informazioni comunicate
− Alternativamente, si può prevedere che sia identificato, per i Contratti Bilaterali, un soggetto responsabile della comunicazione al Gestore di Rete del complesso dei programmi di immissione e di prelievo previsti da ciascun contratto o da un insieme di contratti. Tale soggetto (detto coordinatore dei programmi) potrebbe anche rappresentare un centro di negoziazione e di offerta di Contratti Bilaterali e dovrebbe essere, in linea generale, indipendente rispetto agli interessi di operatori attivi nell'attività di produzione di energia elettrica.
Le modalità di comunicazione al Gestore di Rete dei programmi di immissione e di prelievo relativi ai Contratti Bilaterali sono definite dal Gestore di Rete stesso nel contratto per il servizio di dispacciamento, in applicazione delle condizioni per l’erogazione del servizio di dispacciamento definite dall’AEEG. La modalità di assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto tra le zone in cui è suddivisa la rete rilevante implica che tali programmi di immissione e di prelievo debbano essere programmi bilanciati di immissione e prelievo.
I programmi di immissione nelle (prelievo dalle) reti con obbligo di connessione di terzi devono essere comunicati al Gestore di Rete in tempi utili affinché quest’ultimo li possa trasmettere al GME entro il termine di presentazione delle offerte nel MGP, al fine di consentire al medesimo GME di calcolare l’equilibrio del mercato stesso. Infatti l’equilibrio del MGP è calcolato tenendo conto dei vincoli convenzionali di trasporto tra le zone della rete rilevante, e dei programmi di immissione e di prelievo corrispondenti ai contratti di compravendita sia nel sistema delle offerte che al di fuori dello stesso.
Qualora l’insieme dei programmi di acquisto e di vendita presentati al GME e dei programmi relativi ai Contratti Bilaterali non consentisse la chiusura del mercato, sarebbe necessario procedere apportando opportune modifiche anche ai programmi di immissione e di prelievo corrispondenti a Contratti Bilaterali (riduzione dei relativi programmi).
Per quanto riguarda i corrispettivi a copertura dei costi sostenuti dal Gestore di Rete nell’attività di dispacciamento, tali costi sono coperti attraverso:
− Corrispettivo a copertura dei costi di bilanciamento applicato alle differenze fra i programmi di immissione e le immissioni effettive e tra i programmi di prelievo ed i prelievi effettivi
− Corrispettivo a copertura dei costi di approvvigionamento della riserva applicato ai prelievi effettivi
− Corrispettivo a copertura dei costi di risoluzione delle congestioni ulteriori rispetto a quelle risolte attraverso i meccanismi previsti dall’art. 8 della Del. n.95/01 applicato ai prelievi effettivi
− Corrispettivo a remunerazione del diritto di utilizzo della capacità di trasporto tra le zone in cui è suddivisa la rete rilevante applicato alla capacità di trasporto utilizzata.
I corrispettivi sono versati al Gestore di Rete da tutti gli utenti del dispacciamento con riferimento a immissioni e prelievi di energia elettrica oggetto di transazioni sia nel sistema delle offerte che attraverso Contratti Bilaterali. I criteri di determinazione di tali corrispettivi devono consentire la coesistenza tra le due forme di transazione evitando che ciò pregiudichi l’efficiente e sicuro
funzionamento del sistema.
Le clausole negoziali e regole tecniche che rispondano ad esigenze di tutela della concorrenza, comprendono la disciplina dei tempi e delle penali in caso di recesso da parte del cliente idoneo. In particolare è riconosciuta alle parti del contratto la facoltà di recedere unilateralmente, con obbligo di preavviso non superiore a sei mesi per il cliente idoneo e ad un anno per il fornitore.
