Modelli Di Mercato

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Nuova organizzazione del mercato elettrico

Si passa da una struttura verticalmente integrata ad una in cui le attività di produzione, trasmissione e distribuzione sono separate.Si ritiene che nel settore elettrico (analogamente a quello per esempio delle telecomunicazioni), l’introduzione della competizione tra produttori e acquirenti possa portare alla riduzione dei prezzi, all’introduzione di nuove e più efficienti tecnologie

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Azienda verticalmente integrata

Decideva in maniera coordinata (tra le varie attivitàsvolte: produzione, trasmissione, distribuzione) come organizzare/gestire nel brevissimo (real-time), medio (1g-1sett: UC) e lungo termine (investment planning) il sistema elettrico;Obbligo di servizio pubblico, rispetto di certi standard di qualità del servizioPerché inefficiente? era un monopolio, non esisteva concorrenza, pochi incentivi ad utilizzare le risorse nel modo più efficiente ed a sviluppare nuove tecnologie.

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L’industria elettrica verticalmente integrata

Produzione

Trasmissione

Distribuzione

Utilizzazione

Produzione

Trasmissione

Distribuzione

Utilizzazione

Struttura a completa integrazione verticale Struttura a parziale integrazione verticale

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Cosa cambia? Quali sono le nuove figure presenti? GENCO, TRANSCO e DISCO + Grossisti + ClientiDove viene introdotta la competizione? Nel settore della Produzione;

la Transmissione rimane un monopolio naturale (cioèproprietà di una società perché esistono forti economie di scala); la Distribuzione viene dato in concessione

Perché si crede che questa struttura possa essere piùefficiente? Perché altri mercati (puramente competitivi) per altri tipi di merci hanno mostrato queste caratteristiche

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Cosa cambia con l’introduzione della competizione?

Le decisioni non sono più coordinate: né su scala temporale, né tra i soggetti che operano nello stesso settore;Non esiste più l’obbligo di servizio pubblico in carico ai partecipanti;Si ritiene che il soddisfacimento di questi requisiti debba derivare dalla interazione tra i soggetti che partecipano alla competizione.

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La possibilità di scelta del fornitore

Criteri di scelta: economico, fonte (tradizionale, rinnovabile)Warning!! La figura è solo esemplificativa della possibilità di scelta del fornitore ma

non significa affatto che dietro le prese vi sia una distinta rete elettrica di distribuzione

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Quali sono le peculiarità del mercato elettrico?

Non è un bene immagazzinabile, deve essere prodotta e consumata istantaneamente;Da qui la necessità di avere luoghi e dei tempi precisi per permettere le contrattazioni;Necessaria una fase di definizione preliminare dei piani di produzione di tutti i partecipanti, e definizione delle azioni o dei modi di gestire situazioni improvvise in real-time;Verifica che i piani siano bilanciati: equilibrio immissione-prelievi per ogni intervallo temporale; verifica che i piani siano compatibili con la capacitàdel sistema di trasmissione.

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Necessità di nuove figure per il coordinamento delle varie attività

Gestore della rete di trasmissione: (ISO) gestisce la rete di trasmissione ed è responsabile dell’affidabilità, della sicurezza del sistema, della qualità del servizio e dell’effettiva attuazione del dispacciamento sulla base dei risultati economiciGestore del mercato: (MO) gestisce una o più borse per la programmazione della produzione. Si tratta di borse giornaliere o infra-giornaliereIl Regolatore prima definiva le tariffe ora definisce i criteri in base al quale i prezzi devono essere determinati.

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Varie Tipologie di Mercato Mercati dell’energia Mercati dei servizi ancillari

Mercati a termine (forward) si tengono prima rispetto all’effettivo periodo di funzionamento del sistema Mercati in tempo reale

Collocazione temporale dei mercati

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Tipologie di Mercato(ci riferiamo alla competizione tra produttori e consumatori per l’energia all’ingrosso)

Modello basato sulla borsa dell’energia;

Modello a dispacciamento di merito;

Modello basato sui contratti bilaterali o Modello a dispacciamento passante;

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Modello basato sulla borsa dell’energia

I partecipanti presentano le rispettive offerte di potenza nell’unità di tempo al MO che, sulla base di regole fissate apriori fornisce il prezzo di liquidazione (clearing price);Si può avere una borsa a pool quando la competizione riguarda solo i produttori (mercato inglese e gallese nel 1990)Un modello exchange caratterizzato da un’asta doppia in cui sia i produttori che i consumatori fanno le loro offerte (Scandinavia dal 1991, California dal 1998, Spagna dal 1998).

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Modello a dispacciamento di merito

E’ configurato come una borsa obbligatoria in cui ogni singolo produttore presenta l’offerta relativa a ciascun gruppo;L’offerta viene inserita in una lista di merito economico in cui sono collezionate tutte le offerte di vendita pervenute;La lista di merito viene utilizzata dal MO per costruire la curva dell’offerta aggregata;Sulla base della domanda stimata dall’ISO, è possibile determinare quali gruppi sono ammessi a produrre e quali quantità devono essere prodotte da ciascuno.

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Modello basato sui contratti bilaterali o Modello a dispacciamento passante

Modello di borsa facoltativa, in cui la maggior parte dell’energia viene scambiata attraverso contratti bilaterali tra produttori e acquirenti; L’ISO è obbligato, salvo vincoli di rete, ad ammettere alla produzione i gruppi indicati dal produttore per la potenza necessaria a soddisfare i suoi contratti;L’ISO, inoltre, deve gestire le congestioni e far sì che in ogni momento la potenza generata eguagli quella domandata.

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Il mercato elettrico in CaliforniaI regolatori: FERC e CPUC;Ha un operatore di sistema CaISO;Prima del 2001: Il mercato all’ingrosso era costituito da una borsa a doppia asta gestita dal CalPX;Dopo il 2001: Il mercato all’ingrosso è costituito da contratti bilaterali fisici centralizzati;Sono presenti diversi proprietari di rete;Tutti i clienti dal 1998 hanno accesso al mercato al dettaglio.

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La crisi del mercato della California (gli effetti)

Da giugno 2000 fino alla prima metà del 2001 i prezzi dell’elettricità all’ingrosso sono cresciuti notevolmente (100-300 $/MWh);Contemporaneamente l’affidabilità del sistema elettrico peggiorava sempre più;Crisi finanziaria e bancarotta di alcune utility tra cui la PG&E dovute al fatto che acquistavano energia all’ingrosso ad un prezzo molto alto e lo vendevano al dettaglio ad una tariffa limitata (cap);Sospensione del mercato al dettaglio nel 2001.

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La crisi del mercato della California (le cause)

La notevole crescita della domanda di energia rispetto a quella fornita;L’aumento dei prezzi del gas fino a 60$/MBtu(normalmente 2-3 $/MBtu);Potere di mercato esercitato da certe compagnie che trattenevano la capacitàfacendo alzare il prezzo;Varie inadempienze da parte dei regolatori (per esempio per ridurre il potere di mercato).

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Il mercato della California oggi

La crisi è stata superata grazie ai seguenti fattori:

Riduzione sostanziale dei prezzi del gas naturale;Minore domanda di energia rispetto a quella attesa (efficienza energetica, load management);Incremento dell’energia fornita con la costruzione di nuovi impianti;L’introduzione da parte del FERC di price-cap nel mercato all’ingrosso.

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Il mercato elettrico in NorvegiaHa come regolatore NVE;Il proprietario della rete di trasmissione, STATNETT, è anche operatore di sistema;L’operatore di mercato è il NORD POOL (include anche Svezia, Finlandia e Danimarca);Dal 1997, il mercato all’ingrosso è costituito perlopiùda contratti bilaterali fisici centralizzati (90% degli scambi)

In queste contrattazioni bilaterali (BC) il NordPool fa da controparte legale effettuando il clearing dei (BC) e garantendo una certa sicurezza contro i rischi.

Tutti i clienti dal 1991 hanno accesso al mercato al dettaglio.

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Il mercato elettrico in SpagnaHa come regolatore MIE e CNSE;Il proprietario della rete di trasmissione, REE, è anche operatore di sistema;L’operatore di mercato è l’OMEL;La maggior parte degli scambi avviene in borsa (85%) il cui modello è di tipo a power exchange (offerte di vendita e di acquisto); Sono presenti contratti bilaterali fisici centralizzati che devono passare per la borsa (senza avere nessun prioritàcome invece avviene nel dispacciamento passante);Ci sono poi dei contratti bilaterali finanziari che vengono fatti separatamente e che coinvolgono solo le parti interessate;Tutti i clienti dal 2003 hanno accesso al mercato al dettaglio.

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Il mercato elettrico in UK (prima)

È partito nel 1990 con una struttura a pool in cui solo i generatori facevano le loro offerte;Sulla base di un ordine di merito venivano dispacciati tutti i generatori la cui offerta era al di sotto del prezzo ottenuto bilanciando l’offerta con la domanda stimata.

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Il mercato elettrico in UK:le cause della crisi

Le regole complicate per le offerte e i pagamenti hanno reso le operazioni complesse e poco trasparenti;I generatori dominanti esercitavano il proprio potere di mercato;Non era prevista alcuna offerta da parte dei consumatori;I prezzi dell’energia nel pool erano troppo alti e troppo facilmente manipolabili.

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Il mercato elettrico in UK oggi

Regolatore: OFGEM; TO=SO: NGC; A partire dal 2001, c’è stato un nuovo riassetto del mercato, NETA, basato sullo scambio di contrattazioni bilaterali con un meccanismo di bilanciamento per i contratti sbilanciati;Si tratta di un exchange per cui anche i consumatori sono coinvolti nel trading del mercato;Nell’ambito del NETA i generatori non sono piùdispacciati in maniera centralizzata, ma localmente sulla base degli accordi presi privatamente.

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Il mercato elettrico in Italia

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Il mercato elettricoCome in altre esperienze internazionali, la creazione di un mercato corrisponde a due esigenze ben precise:

promuovere, secondo criteri di neutralitcriteri di neutralitàà, trasparenza trasparenza ed obiettivited obiettivitàà, la competizione nelle attività di produzione e di compravendita di energia elettrica attraverso la creazione di una “piazza del mercato”; assicurare la gestione economicaeconomica di una adeguata disponibilità dei servizi di dispacciamento.

Il mercato elettricomercato elettrico in Italia nasce per effetto del decreto legislativo n. 79 del 1999 (Decreto Decreto BersaniBersani), in recepimento della direttiva comunitaria sulla creazione di un mercato interno dell’energia (96/92/CE).

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Il mercato elettricoi tempi

Fase 1: fase di test, iniziata l’8 gennaio 2004Fase 2: partenza del Mercato il 31 marzo 2004Fase 3: partecipazione attiva della domanda: dal gennaio 2005

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Decreto BersaniDisciplina del Mercato Elettrico e successive modificheDisposizioni tecniche di funzionamento (DFT) Il Mercato Elettrico del GME: finalità, organizzazione e funzionamento

Principali documenti

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Decreto Bersani (I)Liberalizzazione delle attività di produzione, trasmissione e distribuzione nel rispetto degli obblighi di servizio pubblico;Introduce la figura del GRTNGRTN che gestisce la rete di trasmissione nazionale (SO); Terna Terna S.p.a.S.p.a. che possiede la rete di trasmissione (RTN);Introduce la figura dell’AUAU:

si tratta di una S.p.a. che ha il compito di stipulare e gestire i contratti di fornitura per i clienti vincolati;

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Decreto Bersani (II)Il GMEGME ha il compito di organizzare il mercato secondo criteri di neutralità e trasparenza assicurando la concorrenza tra produttori;Al fine di assicurare la concorrenza, i produttori a partire dal 2003 non potranno produrre o importare una quota superiore al 50% della totale energia prodotta e importata in Italia;Previsto il piano di cessione di 15000 MW dall’ENEL attraverso la vendita a tre GenCo;

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Decreto Bersani (III)Per l’aumento della concorrenza sono previste autorizzazioni per la costruzione di nuovi impianti;Attività di distribuzione data in concessione;Si prevede che le compagnie che producono più di 100 GWh/anno nell’anno successivo debbano immettere sul mercato almeno il 2% della quantità eccedente i 100 GWh/anno da fonti rinnovabili;Definizione di Cliente Idoneo e Cliente Vincolato

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Cliente idoneoPersona fisica o giuridica che ha facoltà di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi qualsiasi fornitorefornitore di propria scelta (produttore, distributore, grossista).

A partire dal 1° luglio 2004, in base alla Delibera AEEG 107/04, sono idonee tutte le persone fisiche o giuridiche che acquistano energia elettrica non destinata al proprio uso domestico, inclusi i produttori e i clienti grossisti. Dal 1° luglio 2007 tutti i clientitutti i clienti saranno idonei. A partire dal 1° gennaio 2005 i clienti idonei hanno diritto ad acquistare energia direttamente in borsa.

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Cliente vincolatoPersona fisica o giuridica che, non rientrando nella categoria dei clienti idonei, può stipulare contratti di fornitura esclusivamente con il distributore che esercita il servizio nella propria area territoriale.

Dal 1° luglio 2004 sono clienti vincolati i clienti che acquistano energia elettrica per il proprio consumo domestico, escluse le attività commerciali o professionali. Gli acquisti dei clienti vincolati possono essere effettuati dall'Acquirente Unico sia in borsa che tramite contratti bilaterali.

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L’assetto del sistema elettrico in Italia

Produzione(ENEL, Edison, Endesa, Edipower, Enipower etc)

Trasmissione(TERNA S.p.A.)

Distribuzione(ENEL Distribuzione, Municipalizzate)

Utilizzazione(AU, ESCOs, Clienti idonei, Clienti vincolati)

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Disciplina del Mercato ElettricoContiene le regole di funzionamento del:

Mercato elettrico (ai sensi dell’art. 5 del Decreto Bersani) Mercato dei certificati verdicertificati verdi (di cui all’art. 6 del decreto del Ministro dell’Industria del 11/11/1999)

Definisce i mercati dell’energiaMercato del Giorno Prima dell’energia (MGP)Mercato di Aggiustamento (MA)

…e i mercati per l’approvvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento

Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD)

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Disposizioni tecniche di funzionamento (DFT)

Le norme attuative e procedimentali della Disciplina sono definite nelle DTF.

Nel predisporre le DTF il GME si attiene ai criteri di neutralità, trasparenza, obiettivitàe concorrenza tra gli operatori.Le DTF sono pubblicate sul sito internet del GME ed entrano in vigore dalla data di pubblicazione.

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Il mercato Elettrico del GME:finalità, organizzazione e funzionamento

In questo documento viene fornita una descrizione semplificata delle regole proposte dal GME per il funzionamento del mercato e delle ragioni poste alla loro base. In particolare vengono descritti:

i vincoli tecnici che caratterizzano il settore elettrico e l’influenza che questi hanno sulle modalità di organizzazione delle attività di produzione e vendita;gli elementi caratterizzanti il Mercato Elettrico;le modalità di ammissione e partecipazione al Mercato Elettrico;le modalità di fatturazione e liquidazione delle transazioni.

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Vincoli tecnici del sistema elettrico

Richiede un bilanciamento istantaneo e continuo tra immissione e prelievo, tenuto conto delle perdite di trasporto e distribuzione;La frequenza e la tensione dell’energia in rete devono essere mantenute all’interno di un range strettissimo per garantire la sicurezza;È necessario che i flussi di energia non superino i limiti massimi di transito ammissibili sull’elettrodotto.

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Vincoli tecnici del sistema elettrico

Il rispetto di questi vincoli è reso difficile dalle tecnologie e modalità di produzione trasporto:

Variabilità, inelasticità e non-razionalità della domanda: la richiesta di potenza varia sia nel breve che nel medio termine;Assenza di stoccaggi e vincoli dinamici all’adeguamento in tempo reale dell’offerta: l’energia elettrica non può essere immagazzinata se non in bacini e ci sono dei limiti massimi e minimi alla potenza erogabile;Esternalità della rete: una volta immessa in rete, l’energia impegna tutta rete, ogni squilibrio locale si propaga su tutta la rete.

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Gestione del sistema elettrico

È necessario un coordinatore centrale (dispacciatore) dotato di un potere di controllo che svolge le seguenti attività:

Definizione dei programmi di immissione e prelievo (UC e scheduling). Bilanciamento del sistema in tempo reale (balancing)

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Definizione dei programmi di immissione e prelievo (UC e scheduling)

Il dispacciatore predispone in anticipo (settimana-giorno) i programmi di produzione di ciascuna unità al fine di soddisfare il fabbisogno atteso (perdite incluse) al minimo costo. Tali programmi devono:

Rispettare i limiti operativi di unità generatrici e di trasporto;Prevedere la disponibilità di un adeguato margine di riserva per far fronte a qualsiasi evento imprevisto.

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Bilanciamento del sistema in tempo reale (balancing)

Il necessario equilibrio tra immissioni e prelievi è garantito da sistemi di regolazione e controlli automatici delle unità di produzione (riserva primaria e secondaria)

Il dispacciatore interviene solo quando i margini operativi dei sistemi di regolazione automatici sono inferiori agli standard di sicurezza.

Nel nuovo assetto del mercato elettrico il compito del dispacciatore è affidato a TERNA

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Mercati dell’energiaIl GME raccoglie le offerte di vendita e di acquisto per ciascuna ora del giorno successivo.I programmi orari di produzione e consumo sono determinati selezionando le offerte in ordine di merito economico:

In ordine di prezzo crescente per le offerte di vendita In ordine di prezzo decrescente per le offerte di acquisto

In questo modo si garantisce sia il soddisfacimento della domanda al minimo costo sia il rispetto dei vincoli di trasporto stabiliti dal GRTN.

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Contratti bilaterali (CB)Produttori e clienti possono vendere e acquistare energia stipulando contratti di compravendita fuori dal sistema delle offerte;Le forniture nonché il prezzo di valorizzazione dell’energia sono liberamente determinati dalle parti;Tuttavia i CB sono soggetti alla verifica di compatibilità con i vincoli di trasporto;A tal fine il GRTN comunica al GME i programmi di immissione e prelievo dei CB sotto forma di offerte di vendita e di acquisto con massima priorità:

Vendita a prezzo zeroAcquisto senza indicazione di prezzo

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Contratti bilaterali (CB)

La prassi secondo la quale CB standardizzati sono conclusi su di un mercato si definisce “over the counter”

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Assetto del mercato elettrico

TERNA

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Aspetti del sistema elettrico rilevanti per il mercato

Ai fini della verifica e della rimozione delle congestioni eventualmente determinate dai programmi di immissione e prelievo (dovuti al mercato o ai CB), il GME utilizza una rappresentazione semplificata della rete che evidenzia solamente i limiti di transito più rilevanti:

Zone geografiche: porzione della rete elettrica per la quale esistono, per ragioni di sicurezza del sistema, limiti fisici di scambio di energia con altre zone geografiche (Nord, Centro-Nord, Centro, Sud, Sicilia, Sardegna)Zone virtuali: Punto di interconnessione con l’estero (Francia, Svizzera, Austria, Slovenia, Corsica, Grecia) o con un polo di produzione limitatoPoli di produzione limitata: zone costituite da sole unità di produzione, la cui capacità di interconnessione con la rete èinferiore alla potenza installata alle unità stesse.

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La RTN ItalianaLa rete di trasmissione nazionale Italiana ha un’estensione superiore ai 40.000 km ed include sia la rete ad altissima tensione (380kV e 220kV), che le porzioni di rete ad alta tensione (120KV e 150kV) per più del 50% dell’estensione. La rete nazionale è interconnessa con l’estero attraverso 16 linee:

4 linee con la Francia 8 linee con la Svizzera 1 linea con l.Austria2 linee con la Slovenia 1 linea con la Grecia

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Punti di offertaOgni zona geografica e virtuale è un insieme di punti di offerta;I punti di offerta sono le unità minime rispetto alle quali devono essere definiti programmi orari di immissione e di prelievo:

Immissione: i punti di offerta coincidono con i singoli punti di immissione cioè con le singole unità di produzionePrelievo: i punti di offerta possono corrispondere a singoli punti di prelievo, cioè a singole unità di consumo, sia ad aggregati di punti di prelievo.

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Utente di dispacciamentoPer ogni punto di offerta è individuato un utente di dispacciamento che ha i seguenti compiti:

responsabile verso il GRTN dell’esecuzione dei programmi di immissione determinati sul mercato o in esecuzione dei contratti bilaterali;responsabile dell’esecuzione degli ordini di bilanciamento che il GRTN può inviare ai punti di offerta nel tempo reale;responsabile del pagamento al GRTN degli oneri di sbilanciamento.

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Relazione tra punti di offerta e punti di immissione e prelievo

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Organizzazione del mercato elettrico(modifica della disciplina di ottobre 2003)

Il mercato elettrico organizzato dal GME si articola come segue:

Mercato dell’energiamercato del giorno prima (MGP);mercato di aggiustamento (MA);

Mercato del servizio di dispacciamento (MSD).

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Mercato del giorno prima (MGP)

I 3 mercati si articolano ognuno a valle dell’altro, in particolare:

Il Mercato del Giorno Prima (MGP):Il Mercato del Giorno Prima (MGP): si chiude alle 9.00 del giorno prima rispetto a quello cui si riferiscono le offerte e ospita la maggior parte delle transazioni di compravendita di energia elettrica.

Le offerte si possono presentare anche nelle giornate precedenti alla sessione del MGP cui si riferiscono, fino a un massimo di 9 giorni prima;

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Mercato di aggiustamento e per il servizio di dispacciamentoIl Mercato di Aggiustamento (MA):Il Mercato di Aggiustamento (MA): si apre alle 10.30, dopo la comunicazione degli esiti del MGP e si chiude alle 14.00; Il Mercato per il Servizio di Il Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD):Dispacciamento (MSD): si apre alle 14.30, dopo la comunicazione degli esiti del MA e si chiude alle 16.00.

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Mercato del giorno prima (MGP)

Finalizzato allo scambio di energia all’ingrosso tra produttori e grossisti (o clienti idonei);Definisce i programmi di immissione prelievo per ciascuna ora del giorno dopo;Alloca la capacità di transito disponibile, per ogni coppia di zone ai CB ed operatori di mercato;Si svolge nella mattina del giorno precedente e possono parteciparvi tutti gli operatori in relazione a tutti i punti di offerta.

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Mercato di aggiustamento (MA)

In questo mercato gli operatori possono modificare i programmi definiti in esito al MGP presentando ulteriori offerte di vendita o di acquisto;Possono parteciparvi tutti gli operatori in relazione a tutti i punti di offerta.

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Mercato del servizio di dispacciamento (MSD)

Gli operatori presentano offerte di disponibilità di aumento o riduzione della potenza immessa o prelevata in ogni ora che il GRTN utilizza:

Per correggere i programmi che violano i limiti di transito sulla rete e costruire margini di riserva per il giorno successivo;Nel tempo reale per bilanciare il sistema a fronte di scostamenti dai programmi.

Possono partecipare solo gli utenti di dispacciamento dei punti di offerta abilitati dal GRTN.

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Schema organizzativo del mercato

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Offerte Gli operatori partecipano al mercato presentando offerte di acquisto o vendita;Le offerte sono costituite da coppie “quantità-prezzo” (MWh, €/MWh) ed esprimono la disponibilità a vendere (o comprare) una quantità di energia non superiore a quella specificata nell’offerta ad un prezzo non inferiore (superiore) a quello specificato nell’offerta stessa;Sul MSD, il prezzo va inteso come prezzo esatto di vendita;Prezzi e quantità non devono essere negativi;Sono ammesse offerte di acquisto senza indicazione di prezzo:

in tal caso esprimono la disponibilità dell’operatore ad acquistare a qualsiasi prezzo;

Le offerte sono riferite ai “punti di offerta” e per singole ore.

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Gli OperatoriCiascun operatore può presentare offerte riferite a diversi punti di offerta;Per uno stesso punto diversi operatori possono presentare offerte; Nel MGP e MA, qualunque operatore può presentare offerta;Nel MSD le offerte possono riferirsi solo a punti tecnicamente idonei e presentate solo dai rispettivi utenti di dispacciamento.

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Controlli sulle offerte

Verifica di validità: le offerte devono essere formulate correttamente (eseguito dal sistema informatico);Verifica di congruità:

Le quantità specificate devono essere compatibili con le quantità massime acquistabili/vendibili presso lo stesso punto;Il controvalore delle offerte di acquisto rientri nei margini di garanzia riconosciuti dagli operatori.

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Accettazione delle offerteSul MGP e MA, le offerte vengono accettate dal GME;Sul MSD le offerte sono accettate dal GRTN;L’accettazione delle offerte relative a ciascuna ora si risolve indipendentemente da quella delle altre ore;Le offerte sono accettate in ordine di merito;I meccanismi specifici di accettazione variano per i vari tipi di mercato.

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Comunicazione e pubblicazione degli esiti

A seguito della determinazione degli esiti del mercato, il GME:

Comunica a ciascun operatore l’esito delle proprie offerte in termini di quantità accettate (corrette per le perdite di trasporto), di prezzo di valorizzazione;Comunica al GRTN ed agli utenti di dispacciamento dei diversi punti di offerta i programmi cumulati dei rispettivi punti, ottenuti come somma algebrica di tutte le offerte accettate riferite a quel punto;Pubblica gli esiti generali del mercato in termini di quantitàcomplessivamente acquistate e vendute in ogni zona e in ogni ora e il relativo prezzo di valorizzazione.

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Domanda del 19/06/07

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Andamento dei prezzi del 19/06/07

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Liquidità 19/06/07

Rapporto tra le quantità di borsa e le quantitàtotali.

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Mercato del Giorno Prima

Tipologia e vincoli di offerta;Informazioni preliminari;Accettazione delle offerte;Contratti Bilaterali;Assegnazione dei diritti di transito.

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Tipologia e vincoli di offerta Possono essere presentate offerte sia di vendita che di acquistodel tipo:

Offerte semplici- una coppia quantità/ prezzo unitario (MWh, €/MWh);Offerte multiple- costituite da un max d 4 coppie quantità/prezzo unitarioOfferte predefinite- offerte semplici o multiple che ciascun operatore può presentare una tantum e che il GME utilizza in tutte le sedute in cui, per l’ora e per ‘unità cui l’offerta è riferita, non sono pervenute offerte correnti.

Offerte di acquisto da punti di prelievo;Offerte di vendita da punti di immissione;Vendita+acquisto da punti di offerta misti (impianti di produzione e pompaggio)

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Offerte semplici e multiple

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L’intersezione delle due curve..

Tutte le offerte di vendita vengono ordinate per prezzo crescente in una curva aggregata di offerta di vendita;Tutte le offerte di acquisto vengono ordinate per prezzo decrescente in una curva aggregata di offerta di acquisto;L’intersezione delle due curve determina:

la quantità complessivamente scambiata;il prezzo di equilibrio;le offerte accettate ed i programmi di immissione e prelievo ottenuti come somma delle offerte riferite in una stessa ora ad uno stesso punto di offerta;

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Determinazione del punto di equilibrio

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Market splitting (I)Se i flussi sulla rete derivanti dai programmi non violano nessun limite di transito, il prezzo di equilibrio è unico e pari a P* e le offerte accettate sono:

quelle con prezzo di vendita <= P*quelle con prezzo di acquisto >= P*

Se almeno un limite risulta violato, l’algoritmo separa il mercato in due zone di mercato (market splitting):

una in esportazione che include tutte le zone a monte del vincolo;una in importazione che include tutte le zone a valle del vincolo.

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Market splitting (II)Per ciascuna zona si determina l’intersezione delle curve di offerta di acquisto e vendita cumulative relative al quella zona.L’esito è un prezzo di equilibrio zonale Pz ≠zona per zona;

Pz > nelle zone importatriciPz < nelle zone esportatrici.

Il market splitting viene ripetuto all’interno delle zone già create fino ad ottenere un esito compatibile con i vincoli di rete.

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Prezzo unico nazionale (PUN)Il GME applica ai consumatori un prezzo unico di acquisto su base nazionale (PUN), pari alla media dei prezzi di vendita zonali ponderati per i consumi zonali;Il PUN si applica solo ai punti di offerta in prelievo delle zone geografiche;A tutti i punti di offerta in immissione, ai punti di offerta misti ed ai punti in prelievo delle zone virtuali, si applica il Pz.

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Funzionamento dell’algoritmo dell’algoritmo di prezzo unico zonale con prezzo unico per i consumatori

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Esempio di costruzione della curva aggregata di vendita

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Supponiamo di avere 4 produttori che presentano le seguenti offerte

q

P1: 10 €/MWh

Q1: 0 - 150MW

q

p

P1: 15 €/MWh

Q1: 0 - 100MWp

1

4

P1: 12 €/MWh

Q1: 0 - 70MW

P2: 26 €/MWh

Q2:70 - 200MW

q

p2

P1: 8 €/MWh

Q1: 0 - 50MW

P2: 11 €/MWh

Q2: 50 - 150MW

q

3

Z=1

Z=2

Z=1

Z=2

Ordine di merito di vendita

Zona N° prezzo quantità

2 3 8 50

2 4 10 150

2 3 11 100

1 2 12 70

1 1 15 100

1 2 26 130

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Esempio di costruzione della curva aggregata di acquisto

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q

p

P1: 150€/MWh

Q1: 0 - 100MWp

1

P1: 120€/MWh

Q1: 0 - 50MW

P2: 25€/MWh

Q2:50 - 140MW

q

p2

P1: 30€/MWh

Q1: 0 - 100MW

P2: 5€/MWh

Q2: 100 - 300MW

q

3

Z=2

Z=2

Z=1

Ordine di merito acquisto


2 1 150 100

1 2 120 50

2 3 30 100

1 2 25 90

2 3 5 200

Supponiamo di avere 3 acquirenti che presentano le seguenti offerte

40

79

810

1112

26

150

12030

25

5



2 1 150 100

1 2 120 50

2 3 30 100

1 2 25 90

2 3 5 200



2 3 8 50

2 4 10 150

2 3 11 100

1 2 12 70

1 1 15 100

1 2 26 130

15

p

q

MCP=12 €/MWh

50 200 300 370 470 600100 150 250 340 540

80

Accettazione delle offerte

Se almeno un limite risulta violato, l’algoritmo separa il mercato in due zone di mercato (market splitting):

una in esportazione che include tutte le zone a monte del vincolo;una in importazione che include tutte le zone a valle del vincolo.

Per ciascuna zona si determina l’intersezione delle curve di offerta di acquisto e vendita cumulative relative a quella zona.

41

81

Market splitting

Z=1

Z=2

50 MW

82

Im

12

26

120

25



1 2 120 50

1 2 25 90



1 2 12 70

1 1 15 100

1 2 26 130

15

p

q

Pz=15 €/MWh

Z=1 (transito max

1-2 o 2-1 =50MW)

50 120 140 220 350

42

83

810

11

150

Ex

30

5



2 1 150 100

2 3 30 100

2 3 5 200p

q

Pz=11 €/MWh

Z=2 (transito max

1-2 o 2-1 =50 MW)



2 3 8 50

2 4 10 150

2 3 11 100

50 150 200 250 450300

84


L’esito è un prezzo di equilibrio zonale Pz ≠ zona per zona;

Pz > nelle zone importatriciPz < nelle zone esportatrici.

Il market splitting viene ripetuto all’interno delle zone già create fino ad ottenere un esito compatibile con i vincoli di rete.

43

85

Market splitting (I)Nella zona 1: il prezzo Pz è più alto (15 €/MWh) del MCP iniziale (12 €/MWh) in assenza di congestioni:

Prima importava di + dalla zona 2 che aveva i generatori ad un prezzo più conveniente;Ora è costretta ad usare quelli presenti nella zona stessa per soddisfare la domanda;Questi generatori sono più costosi;In generale nella zona 1 c’è una scarsità di produzione e quindi i prezzi aumentano.

86

Market splitting (II)Nella zona 2: il prezzo Pz è più basso (11 €/MWh) del MCP iniziale (12 €/MWh) in assenza di congestioni:

Avendo i generatori ad un prezzo più conveniente, prima esportava di + nella zona 1;Essendo la domanda locale inferiore all’offerta di produzione, solo i generatori + convenienti vengono dispacciati;In generale nella zona 2 c’è una abbondanza di produzione e quindi i prezzi diminuiscono.

44

87


Il GME applica ai consumatori un prezzo unico di acquisto su base nazionale (PUN), pari alla media dei prezzi di vendita zonali ponderati per i consumi zonali;Il PUN si applica solo ai punti di offerta in prelievo delle zone geografiche;A tutti i punti di offerta in immissione, ai punti di offerta misti ed ai punti in prelievo delle zone virtuali, si applica il Pz.

88

PUN

jz z

z jj

zz j

P QVPUN

QV

=

∑ ∑

∑∑

Zona 1QVz = 140 MW Pz =15 €/MWh

Zona 2QV =250 MWPz =11 €/MWh

140 *15 250 *11140 250

PUN +=

+

12.4 €/MWh

45

89

Contratti BilateraliL’energia scambiata tramite CB partecipa al processo sopra descritto:

Concorre ad impiegare una quota della capacità di trasporto disponibile sui transiti;Contribuisce a determinare le quantità di ponderazione del PUN.

Il GRTN comunica i programmi relativi ai contratti bilaterali al GME nella forma di offerte virtuali di vendita a prezzo zero e di acquisto senza indicazione di prezzo.

90

Esempio

46

91

L’acquirente

Zona N° quantità

2 3 100

E il venditore:

Zona N° quantità

1 1 100

Ove il prezzo del contratto Bilaterale viene stabilito mediante trattativa privata tra le parti.

Contratti BilateraliSupponiamo di avere 1 contratto bilaterale tra:

92

26

Bil

150

120

25

5



2 3 Bil 100

2 1 150 100

1 2 120 50

1 2 25 90

2 3 5 200



1 1 Bil 100

2 3 8 50

2 4 10 150

2 3 11 100

1 2 12 70

1 2 26 130

Bil

p

q

MCP=11 €/MWh

200 300 400 470 600

810

1112

100 150 250 340 540

47

93

Assegnazione dei diritti di transito (I)

Il meccanismo di market splitting costituisce un’asta implicita non discriminatoria per l’assegnazione dei diritti di transito;Se il flussi di rete derivanti dall’insieme delle offerte accettate non violano alcun limite di transito, il prezzo di equilibrio è unico ed è pari a P*. In questo caso:

Il valore del diritto di transito è nullo, in quanto non è un bene scarso;Il diritto di transito è assegnato a tutti i CB, senza il pagamento di alcun corrispettivo, e alle più competitive tra le offerte presentate sul mercato.

94

Assegnazione dei diritti di transito (II)

Se almeno un transito risulta violato (scarsità di capacità di transito), l’algoritmo separa il mercato in due o più zone e per ogni zona c’è un prezzo diverso:

Il valore del diritto di transito tra le zone x e y è Py-Px. Il bilaterale è tenuto a pagare/ricevere tale corrispettivo al/dal GRTN per i flussi che congestionano/decongestionano i transiti;Il diritto di transito è assegnato ai CB fino a disponibilità di capacità e quindi alle più competitive tra le offerte presentate sul mercato;

48

95

Diritto di transitoAi fini del pagamento del corrispettivo per il diritto di transito è indifferente effettuare un contratto bilaterale tra le zone x e y o fare un’offerta di vendita nella zona x e di acquisto nella zona y.

Mentre al bilaterale, viene fatto pagare il corrispettivo per il diritto di transito come differenza tra Py e Px sulla quantità di energia oggetto del contratto, alle offerte presentate sul mercato tale corrispettivo èestratto implicitamente ricevendo il prezzo Py dall’offerta di acquisto e pagando il prezzo Px all’offerta di vendita.

96

Diritto di transito

L’esistenza di una differenza tra il prezzo ricevuto dai produttori di una zona e il prezzo pagato dai consumatori nella stessa zona, in assenza di interventi correttivi, crea una possibilitàdi arbitraggio attraverso i CB.

49

97

Diritto di transitoesempio

Zona A: Pz = 30 €/MWhZona B: Pz = 40 €/MWhPUN = 35 €/MWhI 5 €/MWh dei 35 €/MWh pagati dai consumatori della zona A non sono necessari alla copertura dei costi da essi causati, ma sussidiano il consumo dei consumatori della zona B;Ad un consumatore e un produttore della zona A conviene fare un CB con un prezzo tra i 30 e 35 €/MWh, in questo modo si riapproprierebbero di quei 5 €/MWh che, nel caso di partecipazione al mercato andrebbe a ridurre la quota che deve pagare il consumatore in B;

98


Si crea un arbitraggio e per effetto di questo, tutti consumatori della zona A opterebbero per un CB;Mentre solo i consumatori della zona B parteciperebbero al mercato;Di conseguenza, il PUN ≡ Pz (B) = 40 €/MWh.

50

99


Per evitare ciò, il corrispettivo applicato ai CB è la differenza tra il PUN-Pz:

Un corrispettivo di (35-30) €/MWh, a carico dei titolari di CB con immissione (prelievo) nella zona A;Un corrispettivo di (40-35) €/MWh, ricevuto dai titolari di CB con immissione (prelievo) nella zona B (sussidio pari a 5 €/MWh per ogni MWh prelevato nella zona B in esecuzione di un CB).

100

Mercato di Aggiustamento (MA)

Poiché i 24 programmi orari di immissione o prelievo di ciascun punto di offerta sono determinati indipendentemente, nulla garantisce che essi siano globalmente compatibili con i vincoli dinamici degli impianti di produzione;La disponibilità di un MA permette agli operatori di presentare offerte per accomodare i propri programmi.

51

101

MATipologia e vincoli di offerta

Sul MA si possono presentare offerte sia di vendita che di acquisto, secondo tre tipologie:

Offerte semplici- una coppia quantità/ prezzo unitario (MWh, €/MWh);Offerte multiple- costituite da un max d 4 coppie quantità/prezzo unitarioOfferte bilanciatesono insiemi di offerte presentate da uno o più operatori e aventi particolare priorità a parità di prezzo.

Sia le offerte di vendita che di acquisto possono essere riferite a punti di offerta in immissione, in prelievo e misti.

102

MAAccettazione delle offerte

È analogo a quello del MGP;Nel MA anche le offerte accettate, relative a punti di offerta in prelievo vengono valorizzate al prezzo di equilibrio zonale Pz; Per evitare arbitraggi tra MGP e MA, sulle offerta in prelievo viene applicato un corrispettivo di non arbitraggio:

per le offerte di acquisto, l’operatore paga al GME, se negativo o riceve dal GME, se positivo, tale corrispettivo, in misura pari a (quantità accettata sul MA)x(Pz-PUN);per le offerte di vendita, l’operatore paga al GME, se positivo o riceve dal GME, se negativo, tale corrispettivo, in misura pari a (quantità accettata sul MA)x(Pz-PUN).

52

103

MA -Offerte bilanciateSono gruppi di due o più offerte, di cui almeno una di acquisto ed una di

vendita, riferite ad una stessa zona geografica e ad una stessa ora, complessivamente bilanciate in quantità ed aventi prezzo zero (sia in vendita

che in acquisto).

104

Offerte bilanciateSe per un punto di offerta in immissione fossero presentate offerte di vendita di 100 MWh per 24 ore tranne che per l’ora 7;Considerando che l’unità di produzione sottesa ha un tempo di accensione di 2 ore;L’esito del mercato avrebbe prodotto un programma giornaliero non eseguibile per quella unità che non è in grado di spegnersi alle 7 e riaccendersi alle 8;Questo eccesso di generazione viene venduta nel mercato del bilanciamento.

53

105

Mercato del servizio di dispacciamento (MSD) (I)

In questo mercato il GRTN si approvvigiona delle risorse necessarie al servizio di dispacciamento;Si chiude nel giorno precedente al giorno di consegna, però il processo di accettazione si svolge in due tempi:

immediatamente dopo la chiusura delle sedute del MGP e MA in modo da risolvere eventuali congestioni residue non risolte e costituire i margini di riserva necessari alla sicurezza del sistema;durante tutta la giornata del giorno di consegna quando le offerte sono accettate per bilanciare il sistema nel tempo reale.

106

Mercato del servizio di dispacciamento (MSD) (II)

La controparte degli operatori è il GRTN, che si pone come unico acquirente/venditore rispetto alle offerte degli operatori;Possono partecipare al MSD tutti gli operatori limitatamente ai punti di offerta in immissione prelievo abilitati dal GRTN (le unità devono essere dotate di idonee caratteristiche tecniche);Gli utenti di dispacciamento sono tenuti ad offrire sul MSD tutta la potenza disponibile sia in aumento che in diminuzione;Essi hanno la facoltà di stabilire il prezzo esatto di vendita e di acquisto (pay as bid).

54

107

MSDTipologia e vincoli di offerta

Si possono presentare sia offerte di vendita che di acquisto, ma solo offerte sempliciofferte semplici;Offerta di vendita:Offerta di vendita: disponibilità all’aumento dell’immissione (o alla riduzione del prelievo);Offerta di acquisto:Offerta di acquisto: disponibilità alla riduzione dell’immissione (o all’aumento del prelievo).

108

MSDAccettazione delle offerte

Il processo di accettazione è affidato al GRTN, che riceve dal GME le offerte presentate dagli operatori e restituisce quelle accettate nei due tempi;Le offerte non sono remunerate al prezzo di equilibrio, ma al prezzo di offerta (pay as bid);Alle offerte accettate sul MSD, è applicato un corrispettivo di non arbitraggio secondo le stesse modalità del MA.

55

109

MSDAccettazione delle offerte

110

Modelli matematici dei mercati

56

111

Power exchange

Massimizzazione del Social Welfare:Permette di determinare il prezzo di liquidazione del mercato MCP ottenuto dall’intersezione delle curve di offerta di vendita e di acquisto.

max

0

j j i ij i

j ij i

j j j

i i i

LMW LP GMW GP

LMW GMW

L LMW L

G GMW G

−

− =

≤ ≤

≤ ≤

∑ ∑

∑ ∑

112

Nel caso di offerte a gradini

max ( , ) ( , ) ( , ) ( , )i L j ST i G j ST

LMW i j LP i j GMW i j GP i j∈ ∈ ∈ ∈

⋅ − ⋅

∑ ∑ ∑ ∑

( , ) ( , ) 0i G j ST i L j ST

GMW i j LMW i j∈ ∈ ∈ ∈

− =∑ ∑ ∑ ∑In presenza dei vincoli

∈≤ ≤

∈∈

≤ ≤ ∈∈

≤ ≤ ∈

0 ( ) ( )

0 ( ) ( )

0 ( ) ( )

i G GMW i,j QG i,j

j STi L

LMW i,j QL i,jj STi B

BMW i,j QB i,jj ST

57

113

Power Pool

Dato che i consumatori non fanno offerta nel SW il primo termine ènullo;Il Problema di massimizzazione diventa:

2min i i Gi i Gii

Gii

i Gi i

c b P a P

P D

G P G

+ + =

≤ ≤

∑

∑

114

Considerando i transiti sulle zone ci sono due metodi

58

115

Metodo I

Step 1) calcolare il MCP nazionale;Step 2) verificare i vincoli inter-zonali;Step 3) se ci sono vincoli violati:

a) determinare le zone di mercato;b) determinare il MCP per ogni zona.

116

Metodo IMCP per ogni zona

∈ ∈ ∈

∈ ∈ ∈

⋅ + +

− − ⋅

∑ ∑ ∑

∑ ∑ ∑

k

k

k k k ki L j ST i E

k k k ki I i G j ST

LMW i j LP i j EP QE (i)

IP QI (i) GMW i j GP i j

max ( , ) ( , )

( , ) ( , )

∈ ∈ ∈ ∈ ∈ ∈

+ − − =∑ ∑ ∑ ∑ ∑ ∑k k

k k k ki G j ST i I i L j ST i E

GMW i j QI i LMW i j QE i( , ) ( ) ( , ) ( ) 0

∈≤ ≤ ∈

∈≤ ≤ ∈

∈≤ ≤ ∈

0 ( , ) ( , )

0 ( , ) ( , )

0 ( , ) ( , )

k k

k k

k k

i G GMW i j QG i j

j ST

i L LMW i j QL i j

j ST

i B BMW i j QB i j

j ST

59

117

Metodo II –Modello zonale

Includere sin dall’inizio i vincoli di zona nella massimizzazione del SW:

max

0

j j i ij i

j ij i

xy xy

j j j

i i i

LMW LP GMW GP

B LMW GMW

T T

L LMW L

G GMW G

θ

−

= −

≤ ≤

≤ ≤

≤ ≤

∑ ∑

∑ ∑

118

Metodo II –Modello zonalen.b.

In questo modello si considera una rete semplificata in cui:

ogni zona coincide con un nodoi flussi interzonali corrispondono ai flussi sui lati della rete semplificata

60

119

Modello nodale

max

0

j j i ij i

j ij i

xy xy

j j j

i i i

LMW LP GMW GP

B LMW GMW

T T

L LMW L

G GMW G

θ

−

= −

≤ ≤

≤ ≤

≤ ≤

∑ ∑

∑ ∑

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Modelli Di Mercato