UNIVERSITÁ DEGLI STUDI DI CATANIA

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1 UNIVERSITÁ DEGLI STUDI DI CATANIA FACOLTÁ DI INGEGNERIA DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA ELETTRICA, ELETTRONICA E DEI SISTEMI GIUSEPPE FOTI STUDIO PER IL DIMENSIONAMENTO OTTIMO DI UN SISTEMA DI STOCCAGGIO AD IDROGENO ACCOPPIATO AD UNA CENTRALE EOLICA TESI DI LAUREA Relatore Chiar.mo Prof. Ing. G. M. Tina Correlatore Ing. C. Brunetto ANNO ACCADEMICO 2004/2005

2 Indice Indice Introduzione 1 Capitolo 1 L energia eolica Introduzione I Natura del vento I Generalità sugli aerogeneratori. I Elementi caratteristici di un aerogeneratore. I Il problema dell impatto ambientale. I Le emissioni evitate. I Gli impianti eolici off-shore I Lo sviluppo dell eolico in Europa... I La risorsa eolica in Italia I La situazione dell eolico in Sicilia.. I Il quadro normativo sulle fonti rinnovabili I-25 1

3 Indice I Certificati Verdi... I Rilascio della Garanzia d Origine.. I Certificati RECS. I-29 Capitolo 2 Il Mercato Elettrico Introduzione.. II Il GRTN, il Gestore del Mercato e l Acquirente Unico.. II Il Mercato Elettrico.. II Mercato del Giorno Prima (MGP).. II Mercato di Aggiustamento (MA). II Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) II Contratti Bilaterali. II Meccanismo di formazione del prezzo.. II Meccanismo di formazione del prezzo nel MGP.. II Meccanismo di formazione del prezzo nel MA II-18 2

4 Indice Meccanismo di formazione del prezzo nel MSD.. II Mercato dei Certificati Verdi. II Comportamento del mercato in Sicilia... II-21 Capitolo 3 Tecnologie dell idrogeno per lo stoccaggio dell energia Introduzione. III Tecnologie di accumulo dell energia. III Serbatoi e bacini idrici... III Accumulo per mezzo di aria compressa III Batterie a flusso vanadio redox (VRB).. III Accumulo di energia sotto forma di idrogeno.. III Gas compresso (CGH 2 ) III Idrogeno liquefatto (LH 2 ) III Produzione dell idrogeno.. III Elettrolisi: concetti di base e rendimenti della cella elettrolitica III Panoramica sulle tecnologie di elettrolisi. III Elettrolisi alcalina III-27 3

5 Indice Elettrolisi a polimero solido (SPE).. III Elettrolisi dell acido bromidrico.. III Produzione di energia elettrica dall idrogeno... III Celle a combustibile.. III Differenti tipologie di celle.. III PEMFC III PAFC... III MCFC.. III SOFC... III Celle a combustibile reversibili... III-45 Capitolo 4 - Analisi Ottima di un Sistema WECS/H Definizione del problema... IV Modello del sistema e algoritmo di ottimizzazione... IV Trattamento dati in ingresso... IV La cross-correlation.. IV Applicazione della cross-correlation al caso studio... IV Metodi di valutazione degli investimenti. IV-21 4

6 Indice Il metodo del valore attuale netto IV Descrizione dei costi dei sottosistemi.. IV Costi degli elettrolizzatori... IV Costo del sottosistema di immagazzinamento. IV Costo del sottosistema fuel cell.. IV-35 Capitolo 5 Caso Studio 5.1- Introduzione V Dimensionamento ottimo del sistema di accumulo. V Analisi dei dati di ingresso mediante Cross-Correlation.. V-12 Conclusioni Ringraziamenti Appendice Listato files Matlab 5

7 Introduzione Introduzione Dalla limitata programmabilità di alcune fonti rinnovabili di energia come il vento e il sole deriva un energia elettrica di minor valore, considerando l impossibilità di competere sui mercati dell energia e determinando l esclusione di tale fonte dai mercati dei servizi. Ad esempio la tecnologia eolica, alimentando direttamente la rete, solleva problemi come il discontinuo flusso di energia, specie in relazione al carico esso stesso variabile, la necessità di potenza reattiva, il bisogno di controllare adeguatamente la stabilità della 1

8 Introduzione tensione e infine la selezione di una combinazione di opportuni sistemi per trattare in maniera efficace questi problemi. Ciò richiede la soluzione di alcuni problemi abbastanza rischiosi concernenti i costi in modo chiaro e facilmente trattabile dal punto di vista matematico. In teoria alimentando un opportuno sistema di accumulo con energia eolica è possibile aggirare la gran parte di questi problemi. Comunque, l immagazzinamento di energia raramente potrà essere un alternativa economica dato che comporta un'ulteriore fase di conversione, prima che l energia possa essere rilasciata alla rete o a un cliente. Ciò nonostante, potrebbe essere economico usare l energia eolica per produrre idrogeno per un uso locale come gas senza ulteriori trasformazioni. Tale soluzione naturalmente richiederebbe la costruzione di industrie che utilizzano idrogeno per i loro processi in zone disabitate nei pressi di una wind farm in modo tale da evitare i problemi di sicurezza relativi al trasporto da un lato e di perdita di energia nel trattamento del gas. Per elevate capacità di accumulo di energia vi sono poche tecnologie disponibili, fra queste la più promettente è certamente quella basata sull idrogeno. 2

9 Introduzione Comunque con l attuale tecnologia, probabilmente l idrogeno non è la scelta più indicata, infatti oggi il miglior rendimento di ciclo di conversione di energia elettrica in idrogeno e viceversa sembra essere all incirca pari al 45%. Includendo, altresì, la trasformazione di potenza da alternata e continua, il rendimento risulta anche peggiore. Ciò si traduce in un eccessiva perdita di energia per rendere questa forma di accumulo economicamente vantaggiosa. Tuttavia in un futuro non troppo remoto ci si aspetta un cambiamento. Ad esempio l elettrolisi del vapore ad alta temperatura in contenitori termicamente isolati, potrà arrivare ad un rendimento prossimo al 100% per la conversione di elettricità in idrogeno. Con riferimento alla conversione di idrogeno in elettricità sarà possibile raggiungere dei rendimenti dell ordine del 75-80%, utilizzando un sistema ibrido SOFC-CT, costituito da una fuel cell ad ossidi solidi accoppiata ad una turbina. Quest ultima soluzione, aldilà di problemi riguardanti lo sviluppo della tecnologia SOFC e dell elettrolisi ad alta temperatura, si rivela promettente nell ottenere un elevato rendimento di ciclo. Rispetto a un rendimento dell ordine del 40%, una conversione al 75% si traduce in un incremento di 1/3 rispetto all energia disponibile 3

10 Introduzione dal sistema di accumulo, tale strada se non richiede ingenti costi capitali è economicamente percorribile. In tale contesto la ricerca di algoritmi adatti al dimensionamento ottimo dell impianto con accumulo di idrogeno accoppiato a una wind farm esistente si rivela particolarmente interessante. Nel presente studio, con riferimento alla borsa elettrica italiana IPEX Italian Power Exchange, un algoritmo di programmazione lineare è stato implementato in modo da racchiudere i parametri del sistema di accumulo e le variabili aleatorie coinvolte quali l energia eolica e i prezzi del mercato. Oggi alcuni progetti relativi all accoppiamento dell eolico con un sistema di stoccaggio sono in corso in Giappone, Irlanda e Danimarca; il più avanzato dei quali è il Subaru project sull isola di Hokkaido. Nell impianto giapponese attraverso il sistema di accumulo si contribuisce alla stabilizzazione della potenza eolica nel breve termine (da alcuni secondi ad alcune decine di minuti). Questa soluzione è una fra quelle possibili scelte per aumentare la capacità eolica installata in Giappone. Il sistema ad accumulo adottato è costituito da batterie Redox al Vanadio (VRB). 4

11 Introduzione Nel presente lavoro, considerando un impianto eolico esistente, si propone una determinata strategia per il dimensionamento ottimo del sistema di accumulo. Con particolare riferimento allo stato dell arte degli elettrolizzatori, dei sistemi d accumulo e delle celle a combustibile, ai loro costi attuali e previsti, come anche alla struttura del mercato elettrico italiano, si analizzerà la gestione ottimale dell energia disponibile nell impianto complessivo (eolico più accumulo) sulla borsa elettrica italiana. 5

12 Capitolo 1 Capitolo 1 L energia Eolica Introduzione La tecnologia odierna che consente di sfruttare l energia eolica, deriva dall esperienza di progettazione e sperimentazione dei prototipi installati a partire dalla fine degli anni 70, periodo in cui la crisi energetica ha riacceso l interesse per la ricerca sulle fonti alternative, e in particolare sulla fonte eolica, al fine di tentare di svincolare il fabbisogno energetico mondiale dalla dipendenza dagli idrocarburi. I-1

13 Capitolo 1 Nonostante la maturità tecnologica raggiunta, gli aerogeneratori sono ancora oggi oggetto di un costante processo di ricerca e sviluppo, che ha come obiettivo il miglioramento dell affidabilità, la riduzione dei costi (almeno diminuita di 4 volte negli ultimi 25 anni) e la compatibilità ambientale. Inoltre vi è anche una tendenza alla crescita della potenza unitaria evidenziata dall installazione di aerogeneratori di taglia sempre più grande: in Italia si è passati da potenze comprese tra 200 e 350 kw, a potenze comprese tra 500 e kw. Anche la potenza complessiva di una centrale eolica ha beneficiato degli effetti della ricerca condotta in questi anni, raggiungendo valori massimi che in Italia superano i 30 MW e nel mondo i 200 MW. 1.1 Natura del vento L energia eolica può essere considerata come una particolare forma di energia solare. All origine dei venti, infatti, c è l irregolare riscaldamento della superficie terrestre sottoposta all irraggiamento solare. La presenza di nubi che attenuano la radiazione del sole, la presenza dei mari che costituiscono un enorme serbatoio di calore e la forma I-2

14 Capitolo 1 sferica della Terra, sono alcuni dei fattori responsabili del disomogeneo riscaldamento della crosta terrestre. Due zone a diversa temperatura sono caratterizzate da differenti valori di densità dell aria e quindi da gradienti di pressione che generano lo spostamento di grandi masse d aria dando luogo ai venti. Nonostante dipenda da un fenomeno caratterizzato da elevata ciclicità (il ciclo giornaliero, notte/dì), il vento presenta una natura stocastica più elevata delle altre fonti di energia. La sua velocità varia in base alla morfologia del terreno e, per uno stesso luogo, varia nel tempo con una legge la cui periodicità spesso può essere rilevata solo sulla base di misure condotte per lunghi periodi (generalmente un anno o più). Si evince quindi come il maggiore ostacolo allo sfruttamento di questa preziosa risorsa sia proprio la sua natura aleatoria. 1.2 Generalità sugli aerogeneratori Le turbine eoliche disponibili in commercio hanno potenze comprese tra alcuni watt (microgeneratori) e kw, sono realizzate con tecnologie avanzate e presentano diverse proprietà di seguito elencate: I-3

15 Capitolo 1 - sono modulari; - hanno rendimenti medio alti; - sono caratterizzate da un modesto ingombro di superficie (il 90% dell area totale rimane indisturbato); - hanno una vita utile di anni; Le macchine di piccola taglia sono generalmente al servizio di un utenza isolata e sono utilizzate quasi esclusivamente in zone rurali non ancora raggiunte dalla rete di distribuzione dell energia elettrica. Le taglie medie e grandi trovano la loro applicazione tipica nelle centrali eoliche dove sono installate in gruppi (cluster) e collegati tramite un nodo comune alla rete di trasmissione nazionale (RTN). Questa tipologia di macchine è quella che si è sviluppata maggiormente sul piano tecnico e per la quale si sono determinati i maggiori successi per diffusione e penetrazione nel mercato. Una prima classificazione sulla tipologia degli aerogeneratori può essere fatta con riferimento all asse di rotazione del rotore, che può essere sia verticale che orizzontale. I-4

16 Capitolo 1 Figura 1.2.1: Generatore eolico ad asse di rotazione orizzontale Il modello ad asse verticale di media e grande taglia è stato ormai quasi definitivamente soppiantato da quello ad asse orizzontale che si è imposto sul mercato nella configurazione a tripla pala di concezione danese (fig ). Questa configurazione oltre ad essere la più efficiente a livello aerodinamico, gode della percezione comune, diffusa sia a livello politico sia di opinione pubblica, di armoniosità visiva. Un ulteriore sviluppo tecnologico ha introdotto la configurazione a velocità variabile (del rotore) che consente di estrarre maggiore energia dal vento soprattutto nei siti a bassa ventosità. Questa soluzione consente inoltre di ridurre le sollecitazioni cui è sottoposta I-5

17 Capitolo 1 la macchina e dà una maggiore compatibilità ambientale, derivante dalla riduzione del numero di giri della pale, con una conseguente riduzione del rumore. 1.3 Elementi caratteristici di un aerogeneratore Come già accennato, gli aerogeneratori ad asse orizzontale sono quelli maggiormente utilizzati. Secondo quanto mostrato in fig , gli elementi caratterizzanti un generatore eolico possono essere così elencati: - fondazioni; - struttura di sostegno; - rotore, che è la parte destinata a raccogliere e trasformare l energia posseduta dal vento; - gondola che contiene il moltiplicatore di giri ed il generatore elettrico; - dispositivi di orientamento; - cavi per convogliare al suolo l energia elettrica. I-6

18 Capitolo 1 Figura 1.3.1: Tipica configurazione di un aerogeneratore ad asse orizzontale. Una turbina eolica è caratterizzata dalla curva di potenza, ossia dell andamento della potenza prodotta dall aerogeneratore in funzione della velocità del vento come indicato in fig. (1.3.2): Figura 1.3.2: Curva di potenza per un aerogeneratore. I-7

19 Capitolo 1 Si può notare che esistono due soglie di velocità del vento, una minima detta velocità di cut-in e una massima detta velocità di cutout. La prima è il minimo valore che deve possedere la velocità del vento affinché sia prodotta potenza elettrica utile ed è pari a circa 3 m/s anche se il suo valore dipende dalle caratteristiche dell aerogeneratore, dalle sue dimensioni e dalla tecnologia utilizzata. La seconda è invece la velocità oltre la quale le pale vengono stallate totalmente o poste a bandiera ed è comunemente superiore a 25 m/s. Si determina così il fuori servizio dell aerogeneratore per evitare danni provocati da sollecitazione eccessive. La velocità del vento cui corrisponde l inizio del tratto costante della caratteristica indicata in fig. (1.3.2) è definita come velocità nominale e individua una condizione di funzionamento ottimale della macchina in quanto si ha la massima potenza erogata con le minime sollecitazione per le pale. La gestione della potenza trasmessa dal vento alla turbina e la messa fuori servizio di questa ultima sono realizzate mediante un sistema di controllo che può essere basato sulla variazione del passo 1 (pitch 1 Variazione del passo: movimento delle pale degli aerogeneratori lungo il loro asse longitudinale, azionato dal sistema di controllo. Nella regolazione del passo si regola la potenza fornita al rotore ruotando le pale, al fine di ridurre le forze di spinta generate dal loro profilo alare. I-8

20 Capitolo 1 control) o di stallo 2. Il primo tipo è generalmente adottato per le macchine di media taglia, mentre il secondo è presente per le macchine di grande taglia. I sistemi con potenza inferiore a 30 kw sono caratterizzati o dall assenza di controllo o da un semplice controllo di imbardata 3 e distacco del carico con elevate velocità del vento. 1.4 Il problema dell impatto ambientale L energia prodotta da una turbina eolica durante il corso della sua vita media (20 anni per gli impianti on-shore e più di 25 anni per gli impianti off-shore) 4, è circa 80 volte superiore a quella necessaria alla sua costruzione, manutenzione, esercizio, smantellamento e rottamazione. Si è calcolato che sono sufficienti a una turbina due o tre mesi per recuperare tutta l energia spesa per costruirla e mantenerla in esercizio. 2 Stallo: la caduta di portanza di un ala dovuta al distacco della corrente d aria dal dorso di essa. La regolazione di stallo, senza variare minimamente la geometria del rotore, fa si che il medesimo vada in stallo all aumentare della velocità e del relativo angolo di incidenza del vento stesso. La regolazione della potenza avviene con una graduale perdita di efficienza del rotore, parallelamente all estendersi progressivo dello stallo su di esso. Affinché lo stallo abbia luogo, spesso è essenziale mantenere costante la velocità del rotore. Ciò si realizza solitamente grazie all azione del generatore connesso alla rete elettrica. 3 Imbardata: rotazione della navicella attorno al proprio asse verticale. 4 Fonte: sito energoclub I-9

21 Capitolo 1 Nonostante ciò alcune associazioni ambientaliste criticano apertamente l installazione dei generatori eolici obiettando soprattutto la rumorosità dei sistemi e l impatto paesaggistico delle torri eoliche. Relativamente alla rumorosità si può asserire che le turbine eoliche ad alta tecnologia sono ormai molto silenziose. Infatti si è osservato che, ad una distanza superiore a circa 200 metri, il rumore meccanico ed aerodinamico dovuto alla rotazione delle pale del rotore si confonde completamente col rumore del vento che attraversa la vegetazione circostante. L impatto visivo, invece, è un problema di percezione e integrazione complessiva nel paesaggio. Gli aerogeneratori, infatti, per la loro configurazione sono visibili in ogni contesto dove vengono inseriti, in modo più o meno evidente in relazione alla topografia e all antropizzazione del territorio. É possibile ridurre al minimo gli effetti visivi sgradevoli assicurando una debita distanza tra gli impianti e gli insediamenti abitativi. Per ridurre l impatto paesaggistico sono state individuate, inoltre, soluzioni costruttive quali l impiego di torri tubolari o a traliccio, l utilizzo di colori neutri e l adozione di configurazioni e geometriche regolari. I-10

22 Capitolo 1 Un ulteriore aspetto meno noto, ma anch esso molto importante, riguarda le interferenze sulle comunicazioni che il funzionamento della macchina eolica può provocare. L aerogeneratore può influenzare le caratteristiche di propagazione delle telecomunicazioni (come qualsiasi ostacolo), la qualità dei collegamenti in termini di segnale-disturbo e la forma del segnale ricevuto con eventuale alterazione dell informazione. Ma i problemi riguardanti questo aspetto sono risolvibili ponendo aerogeneratori a una adeguata distanza. 1.5 Le emissioni evitate L energia eolica è caratterizzata dall assenza di emissioni inquinanti, il suo utilizzo quindi consente di evitare l immissione nell atmosfera di sostanze nocive e dei gas serra prodotti dalle centrali di produzione convenzionali. Per avere un idea delle quantità in gioco si riportano di seguito le emissioni, in valore medio, di una centrale elettrica convenzionale per kwh prodotto 5 : 5 Fonte Enea. I-11

23 Capitolo g/kwh di CO 2 (anidride carbonica) - 1,4 g/kwh di SO 2 (anidride solforosa) - 1,9 g/kwh di NOX (ossidi di azoto) Considerando una potenza eolica di 700 MW (oggi in Italia si è a più del doppio di potenza installata), nell ipotesi che l energia annua prodotta sia pari a 1,4 TWh, pari a poco più dello 0,5% del fabbisogno elettrico nazionale, le emissioni annue evitate sono del seguente ordine: - 1,4 milioni di tonnellate di CO tonnellate di SO tonnellate di NO X Da questi dati si può capire facilmente come sia vantaggioso, per l ambiente e per l uomo, un maggiore sfruttamento dell energia eolica. I-12

24 Capitolo Gli impianti eolici off-shore Gli ultimi sviluppi dei progetti per l utilizzazione dell energia eolica si sono rivolti verso la collocazione degli impianti in mare aperto dove ci sono fondali poco profondi (fig ). Questa scelta progettuale è mirata sia a ridurre l impatto ambientale e paesaggistico sia a sfruttare i venti marini caratterizzati da migliore qualità e maggiore costanza. Figura 1.6.1: Schema di funzionamento di un impianto off-shore Attualmente in Europa sono operative 5 centrali off-shore installate in Olanda, Svezia e Danimarca. Figura 1.6.2: Esempio di Impianto off-shore esistente. I-13

25 Capitolo 1 In Italia non esiste ancora alcun impianto di questa tipologia anche se recenti studi condotti dall Enea accreditano al nostro paese la possibilità di installazioni nel medio-breve termine per un totale di MW. 1.7 Lo sviluppo dell eolico in Europa L Europa sta svolgendo un ruolo di primo piano nel processo di promozione delle fonti rinnovabili, di cui l eolico rappresenta quella con il maggior tasso di crescita (anche livello mondiale) superando con cinque anni di anticipo gli obiettivi di sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili fissati dall Unione Europea, nel Libro Bianco del 1997: raggiungere un contributo al fabbisogno energetico dell Unione entro il 2010 pari al 12%. La potenza eolica totale presente in Europa 6 alla fine del 2005 ammonta a MW (fig ) di cui ben MW installati nell ultimo anno. 6 Fonte: EWEA I-14

26 Capitolo 1 Figura 1.7.1: Potenza Eolica Totale Installata in Europa alla fine del MW Dal 2004 la crescita è stata del 18% e nei 10 anni precedenti, in termini di potenza cumulativa, il tasso di crescita medio annuo è stato del 32%. I Paesi che con più forza hanno creduto e investito sulle nuove fonti energetiche pulite hanno visto negli ultimi anni la creazione di I-15

27 Capitolo 1 migliaia di nuovi posti di lavoro all interno di un sistema industriale all avanguardia. In questo contesto risaltano gli obiettivi conseguiti da Germania e Spagna. Infatti, con i suoi MW di potenza eolica installata, di cui MW installati nel 2005, la Germania è il leader mondiale e riesce a coprire il 6,6% dei fabbisogni elettrici del paese. A tal proposito bisogna osservare che questo è un dato medio, infatti, ben 4 regioni tedesche riescono a soddisfare con l eolico oltre il 30% della loro domanda di elettricità come ad esempio nel Land dello Schleswig-Holstein, nel Nord della Germania. La Spagna, con MW installati nel 2005, ha superato quota MW coprendo il 6% del proprio fabbisogno elettrico, ma i programmi nazionali e regionali puntano ad un obiettivo di MW nei prossimi 5 anni. Bisogna notare che alcune località della Spagna, come ad esempio la Navarra, riescono a soddisfare fino al 50% della domanda locale. I-16

28 Capitolo MW Potenza installata Dicembre 98 Potenza installata Dicembre 00 Potenza installata Dicembre 02 Potenza installata Dicembre 04 Germania Spagna Danimarca Italia Olanda Figura 1.7.2: La crescita dell eolico nei Paesi europei. Elaborazione Legambiente su dati EWEA La risorsa eolica in Italia La posizione geografica dell Italia, unita alla presenza di catene montuose e di masse d acqua, determina un andamento diverso dei venti sia nel corso dell anno che da regione a regione. L Italia può comunque contare, specie nelle zone mediterranee meridionali e nelle isole, su venti di buona intensità, quali il maestrale, la tramontana, lo scirocco e il libeccio. I-17

29 Capitolo 1 I risultati di un indagine, cui anche l Enea ha partecipato, hanno evidenziato che i siti più idonei allo sfruttamento dell eolico si trovano lungo il crinale appenninico, al di sopra dei 600 m slm e, in misura minore, nelle zone costiere. Da questo studio è emerso un potenziale sfruttabile, per il territorio Italiano, stimato in circa MW sulla terraferma e altrettanti in offshore. Figura : Principale Bacino Eolico Le regioni più interessanti dal punto di vista anemologico sono quelle del Sud, in particolare Campania, Puglia, Molise, Sicilia e Sardegna. Il territorio compreso tra le province di Trapani, Foggia, Benevento, Avellino e Potenza rappresenta il principale polo eolico nazionale. I-18

30 Capitolo Figura :Distribuzione del parco produttivo eolico italiano Nel 2005 in Italia sono presenti impianti eolici per una potenza totale di MW, di cui 452 MW dovuti a nuovi impianti installati lo scorso anno. La capacità produttiva in termini di energia su base annuale dell intero parco eolico presente sul nostro territorio è poco più di 3 GWh. I-19

31 Capitolo La situazione dell eolico in Sicilia La Sicilia sta partecipando attivamente allo sviluppo della fonte eolica all interno del territorio nazionale, avendo incrementato la sua potenza installata sino a 262 MW alla fine del ,2 490,6 482,9 444 MW , , ,8 15,4 23, anni Figura 1.8.1: Eolico Potenza Efficiente Lorda in Sicilia (rosso) Margine residuo per la connessione eolica fissato per la RTN Siciliana (verde) , GWh ,8 30,1 0 0,1 5, anni Figura 1.8.2: Eolico - Energia Prodotta in Sicilia I-20

32 Capitolo 1 Il contributo fornito dall eolico al bilancio dell energia elettrica in Sicilia nell anno 2004 è mostrato dalla fig ,2 MWh 1% Energia prodotta da eolico Consumo di energia ,9 MWh Figura 1.8.3: Contributo dell energia prodotta da eolico al consumo di energia nel 2004 in Sicilia (al netto dei consumi FS per trazione pari a 140 GWh). Nel 2000 il parco produttivo alimentato da FER (fonti energetiche rinnovabili) contava la presenza di 729 MW provenienti da centrali idroelettriche e di circa 1 MW da impianti eolici (fig ). 730 MW 12% Rinnovabile Convenzionale 5214 MW 88% Figura 1.8.4: Potenza efficiente lorda in Sicilia nel 2000 I-21

33 Capitolo 1 Nel 2005, seguendo la tendenza nazionale, la quota parte di rinnovabile è aumentata di qualche punto percentuale (occorre evidenziare però che nel quinquennio è aumentata anche la potenza installata proveniente dalle fonti convenzionali!). 994 MW 16% Rinnovabile Convenzionale 5360 MW 84% Figura 1.8.5: Potenza efficiente lorda in Sicilia nel 2005 Un altro dato di particolare rilievo, che mette in evidenza il reale incremento dell eolico in Sicilia, è relativo alla composizione del parco produttivo a fonti rinnovabili (fig 1.8.6). Eolico 262,0 MW 26% Idroelettrico 732,2 MW 74% Figura 1.8.6: Potenza efficiente lorda in Sicilia (solo rinnovabili) nel 2005 I-22

34 Capitolo 1 Il gap eolico-rinnovabile è destinato a diminuire ancora poiché negli ultimi mesi sono pervenute a Terna e a ENEL Distribuzione molteplici domande di connessione di impianti eolici alla rete di trasmissione nazionale (RTN) e alla rete di distribuzione siciliana. Per gli impianti eolici, come per tutti gli impianti a funzionamento intermittente, si pone però il problema della compatibilità delle nuove richieste di connessione alla rete elettrica con il dispacciamento, al fine di non compromettere la continuità e la sicurezza del sistema elettrico, ai sensi dell art. 3, comma 1, del Decreto Legislativo n. 79/99. Per questo motivo il GRTN ha avviato uno studio sulle connessioni nelle regioni ove sono state avanzate domande per allacciare nuovi impianti eolici. Tale studio sarà presentato e discusso con i Ministeri competenti e le associazioni del settore al fine di fornire una adeguata informativa. Sulla base di valutazioni relative all assetto della rete in Sicilia, nelle possibili diverse configurazioni, sono stati determinati i valori di seguito elencati 7 : - potenza complessiva allacciabile 503MW; - potenza già impegnata da impianti connessi 262MW; 7 Fonte: Terna S.p.A. documento emesso alla fine del 2005 I-23

35 Capitolo 1 - potenza già impegnata da impianti per i quali è stata rilasciata fideiussione a Terna o sono stati versati gli oneri di connessione ENEL distribuzione 106MW; - potenza eolica ancora installabile senza creare problemi di sicurezza 106MW. Quindi finché non saranno realizzati interventi di sviluppo della rete di trasmissione (già presenti nel Piano di Sviluppo della Rete di Trasmissione), potranno essere accordate connessioni per un ammontare non superiore a 106 MW. 732,2 MW 59% Idroelettrico Eolico 506,0 MW 41% Figura 1.8.7: Ipotesi di massima penetrazione dell eolico nella RTN Rinnovabile 1238,2 MW 19% Convenzionale 5360,0 MW 81% Figura 1.8.8: Ipotesi di massima penetrazione dell eolico nella RTN I-24

36 Capitolo 1 La fig e la fig mostrano la situazione che si avrebbe se, allo stato attuale, fosse sfruttata tutta la potenza eolica allacciabile alla RTN. 1.9 Il quadro normativo sulle fonti rinnovabili Per favorire lo sviluppo sostenibile, definito dalla Commissione mondiale dell ambiente e dello sviluppo come sviluppo in grado di garantire il soddisfacimento dei bisogni attuali senza compromettere la possibilità delle generazioni future di far fronte ai loro bisogni, sono stati assunti, nei vari Paesi europei, provvedimenti di incentivazione del risparmio energetico e di impiego delle fonti rinnovabili 8. Gli incentivi previsti sono assai differenziati andando da contributi a fondo perduto a defiscalizzazioni parziali o totali, e anche a tariffe d acquisto premianti nei confronti dell energia ricavata da fonti rinnovabili. 8 Ai sensi dell articolo 2, comma 1 del Decreto legislativo n. 387 del 29 dicembre 2003, per fonti rinnovabili si intendono «le fonti energetiche rinnovabili non fossili (eolica, solare, geotermica, del moto ondoso, maremotrice, idraulica, biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas) I-25

37 Capitolo 1 In Italia la prima legge che promosse l utilizzo delle fonti di energia rinnovabile fu il provvedimento del Comitato Interministeriale Prezzi n.6, meglio noto come CIP 6/92. Con questa iniziativa si garantivano contratti di fornitura all ENEL (ora GRTN) ad un prezzo particolarmente vantaggioso per i produttori. Gli impianti qualificati per beneficiare del provvedimento CIP 6/92 erano gli impianti alimentati a fonti rinnovabili e assimilati. Successivamente, con il decreto 79/99, questo meccanismo di incentivazione tariffaria venne superato in favore di un nuovo sistema di incentivazione della produzione di energia rinnovabile basato sui Certificati Verdi, titoli emessi dal GRTN che attestano la produzione di energia da fonti rinnovabili I Certificati Verdi I Certificati Verdi (CV) costituiscono una forma di incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Infatti, secondo quanto disposto dal D.M. 11/11/99, art. 5, la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in impianti entrati in servizio o ripotenziati a partire dal 1 aprile 1999, ha diritto alla certificazione di I-26

38 Capitolo 1 produzione da fonti rinnovabili (certificato verde) per i primi otto anni di esercizio. Il CV è emesso dal Gestore del Sistema Elettrico S.p.A. - GRTN su comunicazione del produttore e riguarda la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili dell anno precedente o la producibilità attesa nell anno in corso o nell anno successivo. Il D.Lgs. 79/99, art. 11, prevede l obbligo per i produttori e gli importatori di energia da fonti non rinnovabili, di immettere nel sistema elettrico nazionale una percentuale di energia rinnovabile pari al 2% (con un incremento di 0,35 punti percentuali l anno, dal 2004 fino al 2006 secondo quanto prescritto dal D.Lgs. 387/2003) dell energia non rinnovabile, prodotta o importata eccedente i 100 GWh nell anno di riferimento, consentendo di soddisfare questo obbligo anche attraverso l acquisto di Certificati Verdi relativi alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili effettuata da altri soggetti Rilascio della Garanzia d'origine Il Decreto legislativo 387 del 29/12/2003 "Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da I-27

39 Capitolo 1 fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità" ha assegnato al Gestore della rete il compito di rilasciare la Garanzia di Origine (GO) dell elettricità prodotta da fonti rinnovabili. La procedura ha l obiettivo di fornire agli Operatori una guida tecnica e operativa per poter richiedere volontariamente al GRTN il rilascio della GO di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Per richiedere la GO gli Operatori devono necessariamente prima chiedere al GRTN l identificazione tecnica dell impianto. Una volta ottenuta l identificazione tecnica dell impianto gli Operatori potranno chiedere annualmente al GRTN il rilascio della GO dell energia prodotta da fonti rinnovabili Certificati RECS I certificati RECS (Renewable Energy Certificate System) sono titoli che attestano la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile per una taglia minima pari a 1 MWh, e favoriscono la produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile dagli impianti che altrimenti non avrebbero le condizioni economiche per continuare a produrre energia "verde". I-28

40 Capitolo 1 I certificati RECS sono distinti dall'erogazione fisica dell elettricità e la loro emissione consente la commercializzazione dei certificati stessi anche separatamente dall energia elettrica cui fanno riferimento. Mediante il loro consumo, l acquirente finanzia l energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili testimoniando, pertanto, il suo impegno a favore dell ambiente. Rispetto alla normativa italiana relativa ai Certificati Verdi, i RECS risultano essere complementari in quanto rappresentano una forma alternativa di incentivazione per quegli impianti a fonte rinnovabile esclusi dal decreto ministeriale del novembre '99. Il progetto RECS è nato in ambito europeo per favorire lo sviluppo, sulla base di una certificazione standard, di un mercato volontario e internazionale di Green Certificate. Attualmente il sistema RECS coinvolge più di 100 membri tra produttori, traders e società di certificazione del settore elettrico distribuiti in 17 paesi. In Italia, il Gestore del sistema elettrico - GRTN è membro del RECS insieme ad AceaElectrabel Trading, AEM Trading, AGSM Verona, ASM Brescia, APER, Assoelettrica, CVA, Dalmine Energie, Edison Trading, Electra Italia, Endesa Italia, Enel Trade, Federpern, La220, Multiutility. Il GRTN, in qualità di organismo di emissione dei I-29

41 Capitolo 1 certificati, partecipa all AIB (Association of Issuing Bodies) che ha presieduto per due anni. I-30

42 Capitolo 1 Bibliografia [1] ENEA Op19l'energia_eolica.pdf L energia eolica [2] Legambiente dossier_eolico_2005.pdf Impianti eolici in Italia: obiettivi di sviluppo ed integrazione nel paesaggio Roma 5 Luglio 2005 [3] Newsletter di ISES ITALIA sezione dell international Solar Energy Society Anno XIII n 2 Febbraio 2006 [4] Impianti Eolici [5] [6] I-31

43 Capitolo 2 Capitolo 2 Il Mercato Elettrico Introduzione Dall istituzione dell Ente Nazionale per l Energia Elettrica, avvenuta nel 1962 con la Legge di Nazionalizzazione dell energia elettrica, ad oggi, il settore elettrico in Italia ha subito diverse trasformazioni. Dopo un lungo periodo di circa trent anni in cui tutta la filiera elettrica è rimasta appannaggio del suddetto ente, si è passati, agli inizi degli anni novanta, ad una sua parziale privatizzazione (nel 1991 l ENEL II-1

44 Capitolo 2 diviene una S.p.A.), per arrivare quindi all assetto odierno che vede il gruppo ENEL composto dalle seguenti società operanti nel settore elettrico: Terna, ENEL Produzione, ENEL Energia, ENEL Distribuzione, ENEL.si, ENEL So.l.e.. Questo assetto è il risultato dell adeguamento alle richieste del Decreto n. 79/99, nell ambito del processo di recepimento della direttiva comunitaria sulla creazione di un mercato unico dell energia (96/92/CE). Per effetto di tale Decreto, meglio noto come Decreto Bersani, nasce il mercato elettrico in Italia con l obiettivo di promuovere la concorrenza tra gli operatori, la libera iniziativa e gli investimenti, e di garantire la sicurezza, l affidabilità e l efficienza del sistema elettrico tutelando gli interessi di utenti e clienti finali. In sintesi, le altri principali disposizioni del Decreto si possono così riassumere: - la costituzione del GRTN, dell Acquirente Unico e del Gestore del Mercato; - la disaggregazione verticale della struttura esistente cioè la costituzione, da parte di ENEL S.p.A., di società separate per lo II-2

45 Capitolo 2 svolgimento delle attività di produzione, trasmissione, distribuzione e vendita; - la disaggregazione orizzontale cioè nei suoi segmenti concorrenziali in quote di mercato di operatori diversi; - la nascita di due mercati, quello libero e quello vincolato, coesistenti nella fase di transizione verso la completa liberalizzazione; - l impossibilità per qualunque operatore di produrre o importare, direttamente o indirettamente, più del 50% del totale dell energia elettrica prodotta o importata in Italia; - l incentivazione delle energie rinnovabili; 2.1 Il GRTN, il Gestore del Mercato e l Acquirente Unico Il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale è, come detto, una società sorta nell ambito della riorganizzazione del sistema elettrico introdotta dal decreto n.79/99. Tale ente ha come principi fondamentali la sicurezza e lo sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale e come scopo la tutela di tutti i soggetti presenti nel mercato. II-3

46 Capitolo 2 È stata costituita dall ENEL che gli ha trasferito le strutture e le funzioni necessarie per svolgere il servizio di trasmissione e dispacciamento, compresa la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale con una licenza d affitto trentennale rilasciata dal Ministero delle Attività Produttive (che ne stabilisce le linee guida strategiche e operative). Proprietario di questo Ente è il Ministero dell Economia e delle Finanze che detiene tutte le sue azioni. In seguito al trasferimento del ramo d azienda relativo a dispacciamento, trasmissione e sviluppo della rete a Terna S.p.A, avvenuto il 1 novembre 2005 per effetto del DPCM dell 11 maggio 2004 (in conseguenza del quale il Governo ha stabilito i criteri, le modalità e le condizioni per l unificazione della proprietà e della gestione della rete di trasmissione nazionale), il GRTN si concentra sulla gestione e incentivazione delle fonti rinnovabili in Italia. In particolare esso gestisce il sistema di promozione dell energia rinnovabile basato sul meccanismo di mercato dei Certificati Verdi (CV) e rilascia anche altre forme di certificazione dell energia da fonti rinnovabili basate sulla Garanzia di Origine (GO) e sui certificati RECS. II-4

47 Capitolo 2 Il GRTN ha provveduto ad istituire, secondo quanto previsto dall art. 4 e dall art.5 del D.Lgs.79/99, due nuove società per azioni delle quali è unico azionista e con i quali interagisce in maniera molto stretta all interno del Mercato Elettrico: l Acquirente Unico (AU) ed il Gestore del Mercato Elettrico (GME). Al GME sono affidate la disciplina e la gestione economica del Mercato Elettrico, composto a sua volta dalla Borsa dell Energia, dal Mercato dei Certificati Verdi e dei Titoli di Efficienza Energetica. L AU invece acquista in Borsa la capacità produttiva necessaria per fornire il mercato vincolato e ne gestisce i contratti. 2.2 Il Mercato Elettrico Il Mercato Elettrico, quale risultante dal nuovo assetto del settore, è composto da: - Mercato dell Energia, che comprende il Mercato del Giorno Prima e il Mercato di Aggiustamento; - Mercato del Servizio di Dispacciamento; - Contratti Bilaterali. II-5

48 Capitolo 2 I principali attori di tale mercato ed i flussi di scambio di energia sono rappresentati in Figura Figura 2.2.1: Assetto organizzativo del mercato elettrico in Italia Con questo nuovo assetto i clienti si suddividono in idonei e vincolati: - Il cliente idoneo è la persona fisica o giuridica che ha la capacità di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista sia in Italia sia all estero. Sono definiti idonei, in relazione al mercato dell energia, diverse tipologie di soggetti quali: distributori, acquirenti grossisti, produttori, clienti esteri e clienti finali. Hanno diritto alla qualifica di clienti (finali) idonei i soggetti le cui soglie di consumo soddisfano i requisiti dettati dal decreto stesso. Dal 2000 ad oggi l apertura del mercato è avvenuta attraverso il progressivo abbassamento della soglia di idoneità e a decorrere II-6

49 Capitolo 2 dal 1 luglio 2007 tutti gli utenti potranno scegliere liberamente il gestore da cui rifornirsi. - Il cliente vincolato è la persona fisica o giuridica che, non rientrando nella categoria di clienti idonei, può stipulare contratti di fornitura esclusivamente con il distributore che esercita il servizio nella propria area territoriale. Attualmente i clienti vincolati sono tutti i clienti domestici cui si aggiungono anche tutti gli operatori che sono in possesso del requisito di idoneità ma che non hanno esercitato il diritto di recesso, rimanendo nel mercato vincolato. Prima di esporre in dettaglio il funzionamento dei vari componenti il Mercato Elettrico, è bene ricordare la rappresentazione semplificata della rete utilizzata dal GME. Secondo tale rappresentazione, la rete è suddivisa in zone che possono essere: - geografiche (nord, centro-nord, centro-sud, sud, calabria, sicilia e sardegna); - virtuali estere, ovvero l insieme delle linee d interconnessione della RTN con ciascuno dei paesi le cui reti sono direttamente II-7

50 Capitolo 2 connesse con la rete nazionale; - virtuali nazionali, costituite da poli di produzione limitata, cioè zone costituite da sole unità di produzione, la cui capacità di interconnessione è inferiore alla potenza installata delle unità stesse. Figura : Suddivisione della rete rilevante in zone Ogni zona geografica o virtuale è un insieme di punti di offerta che sono le unità minime rispetto alle quali devono essere definiti i programmi orari di immissione e di prelievo. II-8

51 Capitolo 2 Per ogni punto di offerta è individuato un utente del dispacciamento, responsabile verso il Terna dell esecuzione dei programmi di immissione, dell esecuzione degli ordini di bilanciamento, nonché del pagamento a Terna delle penali attribuite ai punti di offerta per il mancato rispetto dei programmi cumulati Mercato del Giorno Prima (MGP) È finalizzato allo scambio di energia all ingrosso tra produttori e grossisti (o clienti idonei), alla definizione di programmi di immissione e prelievo per ciascuna ora del giorno dopo e all allocazione della capacità di transito disponibile sulla rete, per ogni coppia di zone, a contratti bilaterali e operatori di mercato. Tale mercato si svolge, indicativamente, nella mattinata del giorno precedente al giorno di consegna, e possono parteciparvi tutti gli operatori in relazione a tutti i punti di offerta. L organizzazione ed il timing della borsa elettrica sono riportati in figura II-9

52 Capitolo 2 Figura : Organizzazione e timing della borsa elettrica Mercato di Aggiustamento (MA) Su tale mercato gli operatori possono modificare i programmi definiti in esito all MGP, presentando ulteriori offerte di vendita o di acquisto. Tale mercato si svolge subito dopo l MGP, con la tempistica riportata in fig Sul MGP e sul MA, dunque, qualunque operatore può presentare offerte per qualunque punto di dispacciamento purché dimostri di aver ricevuto apposita delega dal soggetto responsabile del punto. II-10

53 Capitolo Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) Su questo mercato gli operatori presentano offerte di disponibilità di aumento o riduzione della potenza immessa o prelevata in ogni ora. Ciascuna offerta oraria è costituita quindi da una coppia di prezzi (prezzo a salire, prezzo a scendere). Figura : Offerte sul MSD Le disponibilità residue di potenza a salire (scendere) rispetto alla potenza massima (minima) sono automaticamente considerate offerte sul MSD, che Terna S.p.A. può utilizzare a programma (MSD ex ante ) per correggere i programmi in esito ai mercati dell energia che violano i limiti di transito sulla rete e costituire i margini di riserva per il giorno successivo, e/o nel tempo reale (MSD ex post ) per bilanciare il sistema a fronte di scostamenti rispetto alle previsioni di carico sulla rete. II-11

54 Capitolo 2 A tale mercato possono partecipare solo gli utenti del dispacciamento dei punti di offerta abilitati da Terna. Figura : Fasi esecutive del dispacciamento Contratti bilaterali I produttori e i clienti idonei possono rispettivamente vendere e acquistare energia non solo attraverso il mercato organizzato dal GME, ma anche stipulando contratti di compravendita al di fuori del sistema organizzato di offerte. Tali contratti, detti contratti fisici bilaterali, sono liberamente negoziati dalle parti sia in termini di quantità che di prezzo, ma sono comunque soggetti alla verifica di compatibilità con i vincoli di trasporto della rete. A tal fine il GRTN deve comunicare al GME i programmi di immissione e i programmi di II-12

55 Capitolo 2 prelievo, definiti in esecuzione di tali contratti, sotto forma di offerte di vendita aventi prezzo zero e di acquisto senza indicazione di prezzo, in modo che abbiano la massima priorità ai fini del dispacciamento. 2.3 Meccanismo di formazione del prezzo Sui diversi mercati vengono adottate diverse regole di formazione del prezzo come mostrato nella tabella Tabella 2.3.1: Schema organizzativo del mercato Meccanismo di formazione del prezzo nel MGP Nel mercato del giorno prima, come su esposto, viene negoziato lo scambio di energia tra operatori di mercato, acquirenti e produttori, che costituiscono rispettivamente la domanda e l offerta. II-13

56 Capitolo 2 I venditori di energia presentano le loro offerte di vendita, variabili secondo il tipo di impianto di produzione, costituite da una quantità di energia elettrica e da un prezzo minimo a cui sono disposti a vendere, mentre gli acquirenti presentano le loro offerte di acquisto (comprensive delle perdite di potenza lungo le linee) costituite da una quantità e da un prezzo massimo a cui sono disposti a comprare. Le offerte di vendita che risultano valide e congrue vengono ordinate per prezzo crescente in una curva di offerta aggregata e le offerte di acquisto valide e congrue vengono ordinate per prezzo decrescente in una curva di domanda aggregata d acquisto. Dall intersezione delle due curve si determina la quantità complessivamente scambiata, il prezzo di equilibrio, le offerte accettate e i programmi di immissione e prelievo sono ottenuti come somma delle offerte riferite in una stessa ora ad uno stesso punto di offerta. Il prezzo determinato con questo meccanismo, mostrato in figura , è il prezzo marginale di equilibrio o system marginal price (SMP). II-14

57 Capitolo 2 Figura : Determinazione del prezzo marginale di equilibrio Se i flussi sulla rete derivanti dai programmi non violano nessun limite di transito, il prezzo di equilibrio (appena determinato) è unico ed è pari a P*, le offerte accettate sono quelle con prezzo di vendita non superiore a P* e con prezzo di acquisto non inferiore a P*. In questo caso, tale prezzo è quello che viene corrisposto da tutti gli acquirenti e percepito da tutti i produttori. Se almeno un limite risulta violato, l algoritmo di calcolo del prezzo separa il mercato in due zone di mercato - una in esportazione che include tutte le zone a monte del vincolo e una in importazione che include tutte le zone a valle del vincolo - e ripete in ciascuna il processo di incrocio sopra descritto, costruendo per ciascuna zona di mercato una curva di offerta (che include tutte le offerte di vendita presentate nella zona nonché la quantità massima importata) ed una II-15

58 Capitolo 2 curva di domanda (che include tutte le offerte di acquisto presentate nella zona, nonché una quantità pari alla quantità massima esportata). L esito è un prezzo di equilibrio zonale Pz, diverso in ogni zona, al quale vengono valorizzate tutte le offerte di vendita riferite a quella zona. In particolare il Pz è maggiore nelle zone importatrici e minore in quelle esportatrici. Se a seguito di questa soluzione ulteriori vincoli sono violati, il processo di market splitting si ripete all interno delle zone già create fino a ottenere un esito compatibile con i vincoli di rete. Riguardo al prezzo dell energia al consumo, il GME ha implementato un algoritmo che, a fronte di prezzi di vendita differenziati per zona, prevede l applicazione di un prezzo unico di acquisto su base nazionale, il PUN, pari alla media dei prezzi di vendita zonali ponderati per i consumi zonali. PUN Nzone i i= = Nzone C Pi 1 ( ) i= 1 C i dove - C i rappresenta il consumo della zona i-esima. - P i rappresenta il prezzo zonale della zona i-esima. II-16

59 Capitolo 2 Il PUN si applica solo ai punti di offerta in prelievo appartenenti alle zone geografiche (nazionali), mentre a tutti i punti di offerta in immissione, a tutti i punti di offerta misti 1 e ai punti di offerta in prelievo appartenenti alle zone virtuali estere si applica il Pz sia in vendita che in acquisto. Figura : Separazione in zone del MGP Ovviamente anche l energia scambiata nei contratti bilaterali partecipa al processo appena descritto, sia perché concorre ad impegnare una quota della capacità di trasporto disponibile sui transiti, sia perché contribuisce a determinare le quantità di ponderazione del prezzo unico nazionale. 1 Centrali di produzione e pompaggio II-17

60 Capitolo Meccanismo di formazione del prezzo nel MA Nel mercato di aggiustamento, così come nel MGP, le offerte vengono valorizzate ad un prezzo di equilibrio (c.d. clearing price) diverso ora per ora. Al fine di evitare arbitraggi tra MGP e MA, sulle offerte accettate riferite ai punti di 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 al prodotto tra la quantità accettata sul MA e la differenza tra il Pz, riferito alla stessa zona e allo stesso periodo rilevante, e il PUN riferito allo stesso periodo rilevante, determinatisi in esito al MGP. Per le offerte di vendita, l operatore paga al GME, se positivo, o riceve dal GME, se negativo, tale corrispettivo, in misura pari al prodotto tra la quantità accettata sul MA e la differenza tra il Pz, riferito alla stessa zona e allo stesso periodo rilevante, e il PUN riferito allo stesso periodo rilevante, determinatisi in esito al MGP. II-18