POLITECNICO DI MILANO. Progettazione e realizzazione di uno strumento di analisi per il mercato del servizio di dispacciamento

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1 POLITECNICO DI MILANO Facoltà di Ingegneria Industriale Corso di Laurea in Ingegneria Energetica Progettazione e realizzazione di uno strumento di analisi per il mercato del servizio di dispacciamento Relatore: Prof. Cristian BOVO Tesi di Laurea di: Sara FIORAVANTE Matr Anno Accademico

2 Ringraziamenti Vorrei ringraziare il professor Bovo e Berizzi per avermi dato la possibilità di fare questa tesi. Il professor Bovo per i preziosi consigli e per l attento lavoro di supervisione. Rigrazio tutti coloro che mi hanno aiutato in questi mesi. In particolare ringrazio Tiburzio che è sempre stato disponibile a risolvere ogni mio dubbio. Ringrazio Marco e Andrea per il costante aiuto e disponibilità per ogni volta in cui ne ho avuto bisogno. Un ringraziamento speciale va a tutti coloro che ho conosciuto durante questi anni universitari e con i quali abbiamo condiviso bellissime esperienze. Infine, ma non per importanza, ringrazio la mia famiglia per avermi dato la disponibilità economica per intraprendere questo cammino. Sara 1

3 Riassunto Il presente lavoro di tesi propone un analisi dettagliata delle regole su cui si basa il funzionamento del Mercato per il Servizio di Dispacciamento, unitamente ad una proposta di analisi dati delle offerte pubbliche presentate in tale mercato. I dati sono resi pubblici dal Gestore del Mercato Elettrico (GME) sul proprio sito internet. Il lavoro è strutturato come segue: primo capitolo: si inquadra il progetto di tesi in un contesto storico legato alla liberalizzazione del mercato per poi passare ad una descrizione dettagliata del funzionamento e della struttura del sistema elettrico nazionale e del mercato elettrico; secondo capitolo: viene analizzato in modo approfondito il funzionamento del mercato per il servizio di dispacciamento (MSD). L analisi prende avvio dalla descrizione degli utenti di dispacciamento (UdD) attivi in tale mercato e dalla descrizione della struttura del MSD, per poi passare ad un analisi approfondita delle diverse risorse di approvigionamento (riserva secondaria, altri servizi, accensione, spegnimento e minimo tecnico), dei vincoli di presentazione delle offerte che devono essere rispettati dagli UdD che partecipano alle diverse sessioni di mercato. Infine verrà descritto il sistema di remunerazione adottato per il bilanciamento in tempo reale. Il tutto sarà spiegato presentando esempi tratti dall analisi dei dati sulle offerte pubbliche presenti sul sito del GME; terzo capitolo: in questo capitolo è presentata un analisi di monitoraggio del mercato elettrico a pronti tra il 2010 e il 2013; quarto capitolo: dopo aver spiegato nel dettaglio il funzionamento del mercato è descritto lo strumento creato per l analisi dati del MSD, segue la presentazione di alcuni risultati ottenuti. 2

4 Summary The thesis proposes a detailed analysis of the ancillary services market, together with an accurate analysis of the public-domain bids/offers data which are available on the website of the Italian Power Exchange (IPEX). The work is structured as follows: the thesis, in the first chapter, is framed in a historical context linked to the liberalization of the market and then to a detailed description of the operation and structure of the national electricity system and electricity market; the second chapter is focused on the description of the operation of the ancillary services market. The analysis begins with the description of the dispatching users operating in this market and the description of the market structure. Then, it is given a detailed analysis of the dispatching resources, and of the constraints for submission of tenders which have to be respected by dispatching users participating in the different market sessions. Finally, it is described the remuneration system adopted for the real-time balancing. All this is accompanied by examples drawn from the analysis of data public offerings; the third chapter presents an analysis of the monitoring of the spot electricity market between 2010 and 2013; finally, the fourth chapter presents an analysis of the public-domain bids/offers data obtained throught the tool desined and implemented in this work. 3

5 Indice 1 Mercato Elettrico Italiano Introduzione Liberalizzazione Del Mercato Elettrico Enel e Terna S.P.A Struttura Del Mercato Elettrico Sistema Elettrico Italiano Zone di Mercato Determinazione dei limiti di transito Mercato Elettrico del Giorno Prima (MGP) Mercato Infragiornaliero (MI) Contratti per la copertura dai rischi della volatilità dei prezzi Mercato per il Servizio di Dispacciamento Introduzione Codice di Rete Introduzione sul MSD Struttura del Mercato per il Servizio di Dispacciamento Interazione tra i Mercati Elettrici Utenti del dispacciamento e Impianti Essenziali Utenti del dispacciamento UdD Contratto di Dispacciamento Unità di Produzione Rilevanti e Unità Virtuali Dati Tecnici delle UP rilevanti Impianti essenziali Risorse per il Servizio di Dispacciamento Risorse per la risoluzione di congestioni in fase di programmazione Individuazione degli impianti essenziali al fine della risoluzione di congestioni di rete Risorse per la riserva secondaria di energia Individuazione degli impianti essenziali ai fini della sicurezza

6 INDICE Risorse della riserva terziaria di potenza Abilitazione al servizio di riserva terziaria di potenza Approvigionamento della riserva terziaria di potenza Individuazione impianti essenziali ai fini della sicurezza di rete Capacità essenziale di riserva terziaria di sostituzione Capacità essenziale di riserva terziaria pronta Risorse per il Bilanciamento Presentazione Offerte nel MSD Struttura di offerta per MSD: novità introdotte nel 2010 e Alcuni esempi tratti dai file xml Offerta Edison Offerta Edison Offerta Edison Offerte MSD Contenuto offerte nella fase di programmazione Vincoli di offerta per la fase di programmazione Contenuto delle Offerte in fase di bilanciamento in tempo reale Vincoli di offerta per la fase di bilanciamento in tempo reale Altri Vincoli di offerta Offerta Accensione Vincoli di offerta per le unità essenziali Vincolo di permanenza in servizio e in assetto Vincolo di rampa Indivisibilità Offerta Verifica dei vincoli di offerta Variazioni introdotte sulle offerte che non rispettano i vincoli Determinazione delle quantità valide Variazioni della potenza massima e minima Quantità accettate su MSD ex-ante Quantità accettata su MB Remunerazione Remunerazione offerte per Altri Servizi su MB Remunerazione offerta di Revoca Quantità e prezzo medio di Revoca Remunerazione offerta di Revoca in Riserva Secondaria Remunerazione offerta di Netting Remunerazione offerta di Accensione

7 INDICE 3 Monitoraggio del Mercato Elettrico Introduzione Relazione annuale Mercati elettrici Mercaro del giorno prima Mercato infragiornaliero Mercato per il servizio di dispacciamento Relazione annuale Mercati elettrici Mercato del giorno prima Mercato infragiornaliero Mercato per il servizio di dispacciamento Mercati elettrici Mercato del giorno prima Mercato infragiornaliero Mercato per il servizio di dispacciamento Conclusioni sul MSD Creazione Database Acquisizione dei dati Creazione Database QlikView Creazione database Elaborazione e Analisi dei dati Operazioni da script Dashboard 1: Valutazione delle offerte presentate e accettate Dashboard 2: Analisi prezzo quantità Dashboard 3: Differenziale Dashboard 4: MWh medi Dashboard 5: Prezzo medio ponderato Alcuni risultati ottenuti Riserva Secondaria Risultati del monitoraggio sulla RS nel MB Offerte di Minimo e in Accensione Offerte di Minimo in accensione: Sardegna Offerte di non riserva secondaria (NRS) Nord Sardegna Sicilia

8 INDICE MWh accettati Mercato di Bilanciamento Valori Complessivi MSD ex-ante Valori complessivi Conclusioni Appendice A Codice sorgente A-1 A.1 Acquisizione dati e creazione file.qvd A-1 A.1.1 Caricamento file.xml A-1 A.1.2 Creazione file.qvd annuale A-2 A.1.3 Creazione file.qvd mensili A-2 A.2 Operazioni sui campi acquisiti A-3 A.2.1 Calcolo del prezzo medio accettate, dei MWh medi e dei ricavi/esborsi A-3 A.2.2 Calcolo valori cumulati A-4 7

9 Sommario Il presente lavoro di tesi propone un analisi dettagliata del mercato per il servizio di dispacciamento unitamente alla crezione di uno strumento in grado di analizzare i dati delle offerte pubbliche. Le offerte pubbliche sono presenti sul sito internet del gestore del mercato elettrico (GME). Si tratta di file.xml caratterizzati da una struttura tabellare ricorsiva. Data l elevata quantità di dati contenuta in tali file è necessario l utilizzo di un opportuno strumento e interfaccia grafica che permetta di creare un database dal quale elaborare le informazioni. Nello specifico è stato scelto un programma di data warehouse e business intelligence, Qlikview. Il funzionamento di Qlikview si basa in una parte di programmazione attraverso lo script, e una parte di elaborazione attraverso la dashboard o interfaccia grafica. Grazie questo programma, e alla creazione dello strumento, è stato possibile analizzare i dati e proporre un analisi di monitoraggio del MSD. Parole Chiave Mercato del giorno prima (MGP), mercato per il servizio di dispacciamento (MSD), mercato di bilanciamento (MB), rete elettrica di trasmissione nazionale (RTN), business intelligence (BI), monitoraggio del mercato elettrico a pronti, strategie di offerta. 8

10 Abstract The thesis proposes a detailed analysis of the market for ancillary services, together with creating a tool that can analyze data public offerings. The public-domain bids/offers are available on the website of the Italian Power Exchange (IPEX). It is.xml file characterized by a recursive tabular structure. Because of the high amount of data contained in those files, it is necessary to use an appropriate tool and graphical interface that allows to create a database from which process information. Specifically, we have chosen a program of data warehouse and business intelligence, QlikView. The operation of QlikView is based in a programming part through the script, and a processing part through the dashboard or graphical interface. Thanks to this program, and the creation of the instrument, it was possible to analyze the data and propose an analysis of the monitoring of the market for ancillary services. keywords Day-Ahead Market, ancillary services market, real-time balancing market, transmission system, business intelligence (BI), spot electricity market monitoring, bidding strategies. 9

11 Introduzione La liberalizzazione del mercato ha determinato il superamento della struttura verticalmente integrata a favore della creazione di un mercato aperto alla concorrenza. Tuttavia, è ancora possibile per gli operatori esercitare potere di mercato attraverso strategie opportune. Generalmente si tratta di operatori che sfruttano la propria posizione per manipolare il funzionamento del mercato determinando la nascita di un prezzo più alto rispetto quello che di avrebbe in assenza di strategie. Questa situazione genera inefficienza verso i consumatori finali che pagheranno un prezzo dell energia maggiore. L importanza del processo di liberalizzazione è legata alla possibilità di poter accedere ai dati del mercato per verificare il comportamento degli utenti attivi attraverso analisi di monitoraggio. Le informazioni contenute nelle offerte pubbliche presenti sul sito del Gestore del mercato elettrico, sono di difficile comprensione. Quindi, l analisi di monitoraggio non può essere effettuata da chiunque, ma sarà effettuata da soggetti specifici: Gestore del mercato elettrico, Autorità per l energia elettrica e il gas e operatori di mercato. Questo lavoro di tesi si pone come obiettivo quello di fornire un analisi di monitoraggio del Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) unito ad una dettagliata descrizione sul funzionamento del mercato stesso. L analisi dei dati è possibile solo dopo aver compreso il funzionamento e la struttura del mercato, e attraverso uno specifico strumento che sia in grado di elaborare l elevata quantità di dati presente. L analisi consente di evidenziare eventuali strategie ed esercizio di potere di mercato, ma anche effetti legati allo sviluppo delle fonti rinnovabili non programmabili, al contesto economico nazionale, allo stato di sviluppo della rete di trasmissione nazionale e alla costruzione di nuovi impianti o ripotenziamento di vecchi impianti. Tutti questi aspetti vengono descritti e analizzati facendo riferimento ai documenti tecnici pubblicati sul sito del Gestore del mercato elettrico, e ai risultati ottenuti attraverso le analisi effettuate. 10

12 Capitolo 1 Mercato Elettrico Italiano 1.1 Introduzione L energia è un servizio estremamente importante nello sviluppo della società. Ogni azione quotidiana comporta direttamente o indirettamente consumi energetici. Ed è proprio questa continua richiesta che ha determinato la nascita e lo sviluppo di tecnologie sempre più all avanguardia nella produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica. Tuttavia la gestione di un sistema elettrico risulta particolarmente complessa. L energia elettrica non è immagazzinabile. E richiesto un continuo bilanciamento tra domanda e offerta. Questo va incontro alle difficoltà legate alla variabilità, inelasticità e non frazionabilità della domanda. La richiesta di potenza nella rete è caratterizzata da variabilità di breve periodo, richiesta oraria, e variabilità di medio periodo, richiesta settimanale o stagionale. E necessario che siano rispettati vincoli tecnici di mantenimento della frequenza e tensione di rete all interno di un campo ristrettissimo di valori al fine di tutelare la sicurezza degli impianti. Esistono, dunque, difficoltà tecniche ed economiche nella gestione dei flussi di energia verso l utente. Inoltre si utilizza una rete di trasporto condivisa che essendo non duplicabile è considerata monopolio naturale. L elevato grado di complessità e coordinamento necessari a garantire il funzionamento del sistema impongono la presenza di un coordinatore centrale dotato di potere di controllo su tutti gli impianti facente parte del sistema. Tale soggetto, noto come dispacciatore, garantisce il funzionamento del sistema in piena sicurezza e garantisce continuità e qualità del servizio. La fornitura di energia elettrica è dunque un servizio che nel mercato liberalizzato è riconosciuto come servizio pubblico. Ogni cittadino deve poter usufruire di tale servizio e lo Stato si impegna affinché questo accada. La rete è dunque lo strumento essenziale attraverso cui viene fornito un servizio di pubblica utilità. E in quanto tale deve essere garantito secondo criteri di sicurezza, trasparenza ed efficienza. Criteri spesso non rispettati nel modello pre-liberalizzazione in cui il monopolista, Enel S.p.a., esercita potere di mercato, attraverso lo sfruttamento della propria posizione, impedendo la nascita di un prezzo di mercato concorrenziale, quindi efficiente per il 11

13 1.2. LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO ELETTRICO cittadino. 1.2 Liberalizzazione Del Mercato Elettrico La liberalizzazione del settore energetico prende avvio con le Direttive Europee 96/92/CE e 98/39/CE che contengono i principi fondamentali per la creazione di un mercato unico, single market, dell energia elettrica e il gas. Il mercato elettrico nasce a seguito del recepimento della Direttiva Europea 86/92/CE attraverso l approvazione del Decreto Legislativo n. 79/99 rispondendo all esigenza di: Promuovere la competizione nelle attività di produzione e vendita di energia all ingrosso, considerate attività libere, attraverso la creazione di una piazza di mercato. Favorire la massima trasparenza ed efficienza dell attività di dispacciamento: le reti sono considerate monopoli naturali e quindi devono essere sottoposte al controllo di un Regolatore che garantisca il libero accesso a tutti i clienti idonei 1 [11]. Il modello organizzativo precedente alla liberalizzazione del mercato elettrico è basato su Monopolio Verticalmente Integrato. Enel S.p.A. esercita, in questo caso, il ruolo di leader o operatore dominante adottando comportamenti tali da indurre un prezzo superiore a quello che si otterrebbe con offerte perfettamente concorrenziali, con conseguente riduzione del benessere collettivo. Con il decreto Bersani, viene istituito il principio del servizio pubblico al fine di tutelare i clienti finali determinando condizioni favorevoli alla nascita di un prezzo concorrenziale. Lo stato si assume la responsabilità di garantire la fornitura di energia a tutti i cittadini ad un prezzo conveniente. Con l obiettivo di creare un mercato concorrenziale viene imposta separazione verticale 2 tra le imprese in modo da isolare le attività libere dalle attività concorrenziali. Durante il processo di liberalizzazione l apertura del mercato, lato domanda, avviene in modo parziale e graduale individuando due tipologie di clienti: clienti idonei e clienti vincolati. I clienti idonei sono tutti quei soggetti a cui è riconosciuta la possibilità di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore o distributore. Tutti gli altri sono clienti vincolati a stipulare contratti solo con produttori o distributori che 1 Clienti Idonei: certificazione rilasciata dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas ai quali è riconosciuta la possibilità di stipulare contratti di fornitura con qualsiasi produttore, distributore o grossista. 2 la separazione verticale è volta a isolare gli ambiti di monopolio naturale al fine di consentire l accesso alla rete pubblica a tutti gli operatori. Il livello minimo di separazione richiesto è quello contabile. Separazione societaria in cui le diverse attività sono affidate a soggetti giuridici diversi. Separazione funzionale in cui la gestione delle attività di rete fa capo a strutture indipendenti dalla società madre. Separazione proprietaria in cui i soggetti che svolgono le attività di monopolio non possono essere controllati o controllare i soggetti che svolgono attività concorrenziali. 12

14 1.2. LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO ELETTRICO esercitano servizio nell area territoriale dove è situata l utenza. La qualifica di cliente idoneo viene rilasciata dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (AEEG) previa presentazione di autocertificazione della propria idoneità. Per essere riconosciuto cliente idoneo è necessario garantire delle soglie minime di consumo [1]: 30 GWh nel 1999; a 20 GWh dal 1 Gennaio 2000 ; a 9 GWh dal 1 Gennaio Il processo si conclude con la direttiva 2003/54/CE con l apertura totale del mercato: A partire dal 1 Luglio 2004 tutti i clienti non domestici; Dal 1 Luglio 2007 tutti i clienti. Viene istituito l Acquirente Unico (AU) come società per azioni dal Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale (GTRN) con la funzione di garante della fornitura di energia elettrica nel mercato vincolato. La società stipula e definisce contratti di fornitura al fine di garantire ai clienti vincolati la disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica e la fornitura in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio nonché di parità del trattamento, anche tariffario [11]. Il Gestore dei Mercati energetici S.p.A. (GME) è la società responsabile dell organizzazione e della gestione economica del Mercato Elettrico, del Mercato del Gas Naturale e dei Mercati per l Ambiente, secondo principi di neutralità, trasparenza, obiettività e concorrenza [11]. Provvede al bilanciamento tra domanda e offerta agendo come controparte centrale nel Mercato Elettrico a Pronti, ad esclusione del Mercato del Servizio di Dispacciamento, e nel Mercato Elettrico a Termine. Il GME, inoltre, definisce gli obblighi di produttori e importatori di energia che non si avvalgono della contrattazione bilaterale. L Autorità per l Energia Elettrica e il Gas (AEEG) è l ente responsabile della determinazione delle condizioni atte a garantire a tutti gli utenti della rete la libertà di accesso a parità di condizioni, l imparzialità e la neutralità dei servizi di trasmissione e di dispacciamento [11]. Essa svolge una funzione di monitoraggio del mercato elettrico all ingrosso e del mercato per il servizio di dispacciamento al fine di controllare in modo continuativo il meccanismo di formazione dei prezzi evidenziando eventuali anomalie legate a strategie di mercato. L AEEG, dunque, svolge una funzione di controllo volta a garantire concorrenza ed efficienza nell utilizzazione dell energia elettrica prodotta e immessa in rete Enel e Terna S.P.A E stato stabilito che dal 1 gennaio 2003, nessun soggetto possa produrre o importare, direttamente o indirettamente, più del 50% dell energia elettrica complessivamente 13

15 1.2. LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO ELETTRICO prodotta e importata in Italia [3]. ENEL S.p.A. ha dovuto cedere circa MW della propria capacità produttiva costituendo tre società per azioni, denominate GENCO (Generation Company): Elettrogen S.p.A. (5438 MW) rinominata Endesa Italia; Eurogen S.p.A. (7000 MW), rinominata Edipower; Interpower S.p.A. (2600 MW), rinominata Tirreno Power. Enel, inoltre, ha costituito società separate per la produzione, trasmissione, distribuzione e vendita ai clienti idonei. Il decreto Bersani ha istituito il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, o Gestore della rete, come società per azioni, le cui azioni sono state assegnate da Enel S.p.A a titolo gratuito al Ministero del tesoro, del bilancio e della programmazione economica. Il GRTN si assume la responsabilità di garantire un servizio di pubblica utilità attraverso l attività di trasmissione e dispacciamento dell energia elettrica, compresa la gestione unificata della rete ad alta e altissima tensione. Il Gestore della rete pertanto è chiamato a garantire l adempimento di ogni obbligo volto ad assicurare la sicurezza, l affidabilità, l efficienza e il minor costo del servizio degli approvvigionamenti. Al fine di garantire interventi di manutenzione e sviluppo è necessario che il Gestore stipuli accordi con le società che dispongono di porzioni della medesima rete. Il GRTN, quindi, mantiene un rapporto indiretto con la rete ed incontra ovvie difficoltà nell adempimento dei propri compiti e funzioni. Nel rispetto dei principi di salvaguardia degli interessi pubblici è stato ritenuto che l unificazione della proprietà e gestione della rete risulti funzionale all obbiettivo proposto di assicurarne una maggior efficienza e sicurezza. A tale scopo la legge n. 290/2003 del 27 Ottobre 2003 ha disposto i principi di unificazione di gestione e proprietà della rete attraverso il Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri del 11 Maggio La proprietà della rete elettrica nazionale è assegnata ad un unico soggetto attraverso il trasferimento a Terna S.p.a, che detiene il 90% circa della proprietà del sistema elettrico nazionale, di tutte le attività, funzioni, beni e rapporti giuridici attivi e passivi facenti capo a GRTN S.p.A. 3. Terna diventa Gestore e Proprietaria della rete elettrica nazionale. Il capitale sociale di Terna S.p.a è detenuto da Enel. Con il DPCM 4 del 11 Maggio 2004 si procede alla quotazione delle azioni della società mediante offerta pubblica di vendita. Inoltre, è stato introdotto l obbligo da parte del Gestore di redimere il Codice di Rete contenente le procedure relative alle attività di connessione, gestione, pianificazione, sviluppo e manutenzione della rete di trasmissione nazionale nonché di dispacciamento e misura dell energia elettrica. Il primo Novembre 2005 il GTRN diviene Gestore Dei Servizi Energetici S.p.A. (GSE). Al GSE è affidato il compito di: 3 ad eccezione delle partecipazioni detenute nelle società GME AU 4 DCPM Decreto del Presidente del Consiglio e dei Ministri 14

16 1.3. STRUTTURA DEL MERCATO ELETTRICO acquisto dai produttori e vendita sul mercato dell energia CIP/6: energia prodotta da impianti entrati in funzione dopo il 30 Gennaio 1991 utilizzanti fonti energetiche rinnovabili; emettere i Certificati Verdi: titoli che attestano la produzione di energia da fonti rinnovabili; qualificazione degli impianti da fonti rinnovabili in esercizio dopo il 1 aprile 1999 (IAFR). 1.3 Struttura Del Mercato Elettrico Il Mercato Elettrico è un mercato fisico per la negoziazione di energia all ingrosso, dove vengono stabiliti i programmi di immissione e di prelievo di energia elettrica nella (e dalla) rete secondo il criterio di merito economico 5 [9]. Non è un mercato obbligatorio: gli operatori possono concludere contratti di compravendita al di fuori della piattaforma attraverso contratti OTC bilaterali, in cui forniture e prezzo dell energia sono liberamente determinati dalle parti. Tali contratti sono registrati all interno della Piattaforma Conti Energia (PCE) gestita dal GME ma non facente parte del mercato elettrico. In tale piattaforma, il GME agisce come controparte delle partite economiche determinate dalla registrazione delle transazioni da parte degli operatori. La PCE è gestita attraverso un sistema informatico ai quali gli operatori accedono attraverso la rete internet. Nella gestione del Mercato Elettrico, la borsa elettrica è lo strumento fondamentale per lo sviluppo di un mercato concorrenziale. Il prezzo dell energia corrisponde al prezzo di equilibrio ottenuto dall incontro tra le quantità di energia domandata e offerta. Il mercato elettrico si suddivide in sessioni: attività finalizzate alla gestione delle offerte e alla determinazione dell esito di mercato. Tra ogni sessione intercorre un periodo temporale che prende il nome di seduta. Gli operatori partecipano al mercato presentando offerte di acquisto e/o vendita. Le offerte sono costituite da coppie di quantità (MWh) e prezzo (e/mwh) e sono riferite a singole ore e punti di offerta cioè unità fisiche di produzione e consumo. Le offerte possono essere: semplici, costituite da una coppia prezzo quantità per un determinato periodo rilevante; multiple, costituite dal frazionamento di una quantità complessiva offerta dallo stesso operatore, per lo stesso periodo rilevante e per una stessa unità di produzione e punto di prelievo; 5 il Criterio di merito economico consiste nel considerare per le offerte di vendita l ordine di prezzo crescente e per le offerte di acquisto l ordine di prezzo decrescente. 15

17 1.3. STRUTTURA DEL MERCATO ELETTRICO predefinite, costituite sia da offerte semplici che multiple giornalmente proposte dal GME. In figura 1.1 sono riportate le tipologie di offerte per Mercato Elettrico: Figura 1.1: Tipologie di Offerte I Mercati dell energia elettrica, gestiti dal GME, si articolano in: Mercato a Pronti (MPE) a sua volta costituito da: MGP Mercato Del Giorno Prima la seduta unica del MGP si apre alle ore 8.00 del nono giorno antecedente il giorno di consegna e si chiude alle ore 9.15 del giorno precedente il giorno di consegna. Gli esiti del MGP vengono comunicati entro le ore del giorno precedente il giorno di consegna. Sul MGP si scambiano blocchi orari di energia per il giorno successivo. Gli operatori partecipano presentando offerte nelle quali indicano la quantità ed il prezzo massimo/minimo al quale sono disposti ad acquistare/vendere. Il GME agisce come controparte centrale. MI Mercato Infragiornaliero svolto in quattro sessioni dove produttori, grossisti ed clienti finali possono modificare i programmi di immissione/prelievo determinati sul MGP. GME agisce come controparte centrale. MSD Mercato per il Servizio di Dispacciamento strumento attraverso il quale Terna S.p.A svolge l attività di gestione e sviluppo della rete elettrica nazionale. L MSD si articola in tre sessioni di programmazione MSD - ex ante (MSD1, MSD2, MSD3) e cinque sessioni di bilanciamento MB. Sul MB Terna accetta offerte di acquisto e vendita di energia al fine svolgere il servizio di regolazione secondaria e 16

18 1.3. STRUTTURA DEL MERCATO ELETTRICO mantenere il bilanciamento, in tempo reale, tra immissione e prelievi di energia. Il Gestore opera all interno del MSD come controparte centrale e le offerte accettate vengono remunerate al prezzo offerto (pay as bid). Mercato a Termine suddiviso in: MTE Mercato di Energia Elettrica a Termine con obbligo di ritiro e consegna: consente agli operatori la contrattazione di energia elettrica su orizzonti temporali più estesi (mese, trimestre, anno). Il GME agisce come controparte centrale; Le negoziazioni di svolgono in modalità continua e le sessioni sono aperte dalle ore 9.00 fino le ore 17.30, salvo il penultimo giorno di mercato di ciascun mese, quando l orario di chiusura è anticipato alle 14,30. Sono negoziabili due tipologie di contratti, la cui quantità è fissata pari a 1 MW dal GME: Baseload, in cui l energia elettrica da consegnare è riferita ai periodi rilevanti dei giorni di consegna; Peakload, in cui l energia da consegnare si riferisce dal nono al ventesimo giorno di consegna, esclusi sabato e domenica. Il GME organizza un book di negoziazione per ciascuna tipologia di contratto e periodo di consegna. Le offerte di acquisto sono ordinate in ordine decrescente, le offerte di vendita in ordine crescente. CDE Piattaforma per la Consegna Fisica dei Contratti Finanziari derivati conclusi sull IDEX. L opzione di consegna fisica comporta per l operatore la conclusione di una transazione di acquisto/vendita di energia che ha come controparte centrale il GME. La struttura del Mercato Elettrico è riportata nella figura 1.2: Figura 1.2: Mercato Elettrico Al mercato elettrico possono partecipare tutti i soggetti che: siano dotati di adeguata professionalità e competenza nell utilizzo dei sistemi telematici dei sistemi di sicurezza; 17

19 1.4. SISTEMA ELETTRICO ITALIANO non siano stati condannati, con sentenza definitiva, per il reato di truffa commessa a danno dello Stato o di un altro ente pubblico, per uno dei delitti contro l inviolabilità della segretezza delle comunicazioni informatiche o telematiche, nonché di reati in materia di imposte sui redditi e sul valore aggiunto; non siano stati esclusi precedentemente dal Mercato Elettrico salvo l esclusione sia stata richiesta dall operatore stesso. Per essere ammesso al Mercato il richiedente deve presentare al GME una domanda di ammissione scritta ed una duplice copia sottoscritta del contratto di adesione. Entro quindici giorni il GME pubblica al richiedente l ammissione o il rigetto della domanda. Con il provvedimento di ammissione si assume la qualifica di operatore e come tale si è inseriti nell Elenco degli operatori ammessi. L operatore può essere escluso dal mercato qualora ne faccia richiesta senza che questo implichi l esonero dei compiti precedentemente conseguiti sul Mercato Elettrico. Il mercato elettrico è gestito attraverso un sistema informatico (SIME) a cui gli operatori accedono attraverso il sito del GME usufruendo di tutte le funzionalità attraverso lo scambio di file xml [9]. 1.4 Sistema Elettrico Italiano Il sistema elettrico italiano è un sistema a rete organizzato costituito da linee, che collegano i centri di produzione con i centri di consumo, attraverso le quali transita l energia elettrica, un insieme di stazioni di trasformazione dell energia da un livello di tensione superiore ad un livello inferiore e da un sistema di teleconduzione a controllo. La rete italiana di trasmissione e subtrasmissione è caratterizzata da tre livelli di tensione: 380 kv, 220 kv, kv. Il sistema elettrico è articolato in tre fasi: produzione, trasmissione e distribuzione. Ogni attività è libera ed è gestita e svolta da soggetti diversi. La produzione di energia avviene principalmente in poli di produzione di grande taglia attraverso la conversione di fonti primarie di energia in elettricità mediante l ausilio di opportuni cicli di potenza termodinamici. Negli ultimi decenni il parco di produzione elettrico italiano ha subito una grandissima svolta con la costruzione di oltre MW di nuovi impianti, per lo più Cicli Combinati a Gas Naturale (CCGN). I CCGN lavorano su un ciclo topping a Gas ad alta temperatura, e un ciclo bottoming a vapore, sottoposto al precedente, che utilizza il calore ad un livello termodinamico inferiore. Si tratta, dunque, di cicli che derivano dall unione di due tecnologie fondamentali: Turbine a Gas e Cicli a Vapore. Questo assetto consente di lavorare a rendimenti più elevati rispetto i rendimenti a cui si arriverebbe con le singole tecnologie. L elevato rendimento è un fattore chiave per la riduzione del costo dell elettricità, soprattutto per i cicli combinati che lavorano a Gas Naturale, combustibile caratterizzato da elevati costi oltre che da un prezzo estremamente variabile. Avere un alto rendimento, implica, a 18

20 1.4. SISTEMA ELETTRICO ITALIANO pari effetto utile, una riduzione del combustibile impiegato quindi una riduzione dei costi finali sostenuti per produrre l elettricità. Inoltre è una tecnologia caratterizzata da bassi costi di investimento e emissioni di CO 2 estremamente ridotte [12]. L energia prodotta viene, poi, trasferita nelle zone di consumo attraverso un sistema a rete composto da linee e stazioni elettriche, strutturate in modo magliato per connettere i nodi più importanti a cui afferiscono le centrali di maggiore potenza e le utenze in A.T. Terna S.p.A si occupa della trasmissione in alta e altissima tensione, kv, attraverso la gestione di oltre km di linee elettriche. Inoltre lo sviluppo raggiunto dalle fonti di energia non programmabili ha portato, negli ultimi anni, alla richiesta di ingenti investimenti sulla rete elettrica nazionale oltre agli interventi di riduzione delle perdite di energia, risoluzioni di congestioni, riduzione delle emissioni di CO 2 e di aumento della capacità di integrazione e interconnessione. L energia elettrica infine viene distribuita in media (MT) e bassa tensione (BT) agli utenti finali. La rete elettrica di distribuzione in MT, 10 kv 20 kv è connessa alla rete di trasmissione per mezzo di cabine primarie. Essa alimenta le utenze in MT e le cabine secondarie connesse alle reti di distribuzione in bassa tensione, 230 V 400 V. La gestione della distribuzione di energia elettrica spetta attraverso concessione zonale al Distribution System Operator DSO. In Italia Enel Distribuzione è il principale DSO. Le reti di distribuzione italiane, a differenza della rete di trasmissione, sono principalmente costituite da una struttura radiale o ad anello e concepite per flussi di potenza unidirezionali [10] Zone di Mercato La rete di trasmissione italiana è suddivisa in zone di mercato per le quali esistono, ai fini della sicurezza del sistema elettrico, limiti fisici di transito con le corrispondenti zone confinanti. Le zone possono corrispondere ad aree geografiche fisiche, ad aree virtuali prive di un corrispettivo fisico, oppure essere dei poli di produzione limitati, ossia zone soggette a vincoli tecnici per la gestione in sicurezza del sistema. La determinazione dei limiti fisici di scambio di energia con porzioni di rete confinanti, avviene ricorrendo ad un modello di calcolo basato sul bilancio tra generazione e consumi. Le zone vengono definite sulla base di opportuni criteri tenendo conto del Piano di Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale. I programmi di immissione e prelievo nella/dalla rete devono essere tali da evitare congestioni significative all interno di ciascuna zona geografica. La capacità di trasporto in zone contigue deve risultare limitata nelle situazioni di funzionamento più frequenti. Inoltre la dislocazione potenziale delle immissioni e dei prelievi di energia all interno di ciascuna zona non deve influenzare la capacità di trasporto. Il tutto deve essere definito nel rispetto delle condizioni di funzionamento della rete in piena sicurezza, criterio N-1, effettuando le opportune analisi considerando diversi scenari della rete elettrica e diversi periodi stagionali. Qualora esistano degli assetti di produzione interni alle zone che non permettano il libero transito di energia 19

21 1.4. SISTEMA ELETTRICO ITALIANO in condizioni di sicurezza tra zone adiacenti si dice che la sezione è strutturalmente critica. Altrimenti, se la potenza di transito è superiore al valore di soglia di sicurezza strutturale, la sezione di rete risulta operativamente critica. Le sezioni critiche sono oggetto di possibili azioni di controllo da parte di dispositivi automatici aventi come obiettivo quello di ristabilire uno stato sicuro della rete. La struttura della RTN si presenta magliata nell area Nord ed è caratterizzata da dorsali sul versante tirrenico e adriatico, tra loro interconnesse da collegamenti trasversali. L interconnessione con la Sicilia è assicurata attraverso il collegamento in cavo marino a 380 kv in corrente alternata; l interconnessione con la Sardegna è invece assicurata da un collegamento triterminale (SA.CO.I) a 200 kv in corrente continua e dal collegamento in corrente continua SAPEI a 500 kv. La Sardegna a sua volta è collegata con la Corsica tramite un collegamento in cavo marino in corrente alternata a 150 kv (SAR.CO.). La rete elettrica italiana è stata suddivisa in [13]: Zona Francia (virtuale); Zona Svizzera (virtuale); Zona Corsica (virtuale); Zona Corsica AC (virtuale); Zona Austria (virtuale); Zona Slovenia (virtuale); Zona Grecia (virtuale); Zona Monfalcone (virtuale con polo di produzione limitata); Zona Nord costituita dalla regioni Valle D Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli Venezia Giulia, Emilia Romagna; Zona Centro Nord costituita dalle regioni Toscana, Umbria e Marche; Zona Centro Sud costituita dalle regioni Lazio, Abruzzo e Campania, esclusa la stazione di Gissi; Zona Sud costituita dalle regioni Molise, Puglia, Basilicata e Calabria, inclusa la stazione di Gissi; Zona Foggia (virtuale con polo di produzione limitata); Zona Rossano (virtuale con polo di produzione limitata); Zona Brindisi (virtuale con polo di produzione limitata); 20

22 1.4. SISTEMA ELETTRICO ITALIANO Zona Sicilia; Zona Priolo (virtuale con polo di produzione limitata); Zona Sardegna. In figura 1.3 e 1.4 è mostrato lo schema semplificato per le zone di mercato e le linee di interconnessione: Figura 1.3: Zone di Mercato 21

23 1.4. SISTEMA ELETTRICO ITALIANO Figura 1.4: Linee di interconnessione tra le zone Ogni zona geografica o virtuale è un insieme di punti di offerta. I punti di offerta sono unità minime di energia elettrica rispetto le quali devono essere definiti i programmi di immissione e prelievo dalla rete. Per i programmi di immissione i punti di offerta coincidono con le unità di produzione, cioè impianti destinati alla conversione dell energia da qualsiasi fonte primaria. Le unità di produzione vengono dispacciate direttamente da Terna attraverso il mercato del servizio di dispacciamento. Nel caso di programmi di prelievo, i punti di offerta possono coincidere sia a singole unità di consumo che ad aggregati di punti di prelievo. Per ogni punto di offerta è individuato un utente di dispacciamento Determinazione dei limiti di transito Nel funzionamento del mercato elettrico le offerte vengono accettate con l obiettivo di massimizzare il benessere del sistema tenendo conto dei limiti fisici di transito tra le diverse zone. I limiti fisici vengono identificati attraverso due grandezze [13]: 22

24 1.4. SISTEMA ELETTRICO ITALIANO F ij Scambio di energia tra la zona i e la zona j F ij = N s k ij EN k (1.1) k=1 Con N pari al numero totale delle zone geografiche o virtuali; ENk saldo di energia pari alla differenza tra il totale vendite e acquisti della k-ma zona. s ij k contributo della zona geografica o virtuale allo scambio di energia F ij. G α Scambio generalizzato di energia G α = N A k α EN k (1.2) k=1 Con A k α pari al contributo della zona geografica o virtuale allo scambio generalizzato. I coefficienti vengono definiti direttamente da Terna. La funzione di massimizzazione del benessere del sistema viene risolta tenendo conto dei seguenti vincoli: gli scambi di energia tra le zone sono assegnati a rimanere al di sotto di un determinato valore massimo MAX F ij ; gli scambi di energia generalizzati sono assegnati a rimanere al di sotto del corrispondente valore massimo b α. Nella risoluzione del Mercato si effettua il market splitting 6, nel caso in cui uno dei vincoli di rete tra zone contigue non sia rispettato. L operazione di market splitting porta alla definizione di prezzi zonali differenti, determinando prezzi di equilibrio maggiori nelle zone di importazione, cioè nelle zone in cui per soddisfare la richiesta di energia elettrica si è dovuto far funzionare generatori più costosi, e prezzi di equilibrio minori nelle zone di esportazione. Ipotizzando di avere due generatori collegati da una linea elettrica con capacità di flusso limitata, il generatore nella zona di esportazione venderà la propria energia al prezzo zonale di esportazione p ( z, esp) k che sarà minore del prezzo zonale di importazionep ( z, imp) k pagato dal secondo generatore. La differenza di prezzo pagata dai rispettivi generatori è pari al corrispettivo per l uso della capacità di trasporto o CCT. Questo corrispettivo è pagato al Gestore della rete e sarà utilizzato per gli interventi di sviluppo, potenziamento e manutenzione della RTN. Da questo esempio risulta chiaro come la separazione zonale sia di per sé necessaria per evitare un aumento dei costi di approvvigionamento per il servizio di dispacciamento sul MSD. Infatti la risoluzioni delle congestioni di rete derivanti dai programmi stabiliti su MGP e MI andrebbe effettuata su MSD con un aumento dei relativi oneri. 6 Il mercato elettrico è suddiviso in più zone 23

25 1.5. MERCATO ELETTRICO DEL GIORNO PRIMA (MGP) 1.5 Mercato Elettrico del Giorno Prima (MGP) Il Mercato del Giorno Prima è il mercato centrale gestito da GME. E un mercato finalizzato allo scambio di energia all ingrosso tra produttori, AU e trader o clienti idonei, al termine del quale vengono stabiliti i programmi di immissione e prelievo nella/dalla rete [9][5]. Il MGP si svolge indicativamente il giorno prima e stabilisce i flussi di energia per ciascuna ora del giorno successivo. Al MGP possono partecipare tutti gli operatori che abbiano ricevuto la qualifica di operatore del mercato elettrico. Il GME, agendo come controparte centrale, svolge la funzione di coordinatore raccogliendo tutte le offerte presentate dagli operatori. Prima dell inizio della sessione il GME e gli operatori ricevono delle informazioni preliminari da Terna. Queste informazioni riguardano: limiti massimi di transito geografici; stima della domanda orarie e zonale; programmi di utilizzo delle unità di produzione CIP/6. Inoltre il GME comunica, per ogni ora e zona, il prezzo convenzionale di riferimento, cioè il prezzo che il GME applica alle offerte di acquisto senza indicazione di prezzo. Durante il periodo di apertura della seduta, gli operatori presentano le proprie offerte indicando la quantità e il prezzo massimo e minimo al quale sono disposti ad acquistare o vendere. Ogni offerta è riferita ad un punto di offerta e deve corrispondere alla effettiva volontà di immettere o prelevare, in quel punto di offerta, il quantitativo di energia elettrica stabilito. Come già detto, sul MGP gli operatori possono presentare offerte semplici, multiple o predefinite. Le offerte di vendita esprimono la disponibilità a vendere una quantità di energia non superiore a quella indicata ad un prezzo unitario non inferiore a quello indicato nell offerta stessa. Le offerte di acquisto esprimono la disponibilità ad acquistare una quantità di energia non superiore a quella indicata nell offerta ad un prezzo unitario non superiore a quello indicato nell offerta stessa. Terminata la seduta di presentazione delle offerte, il GME attiva l algoritmo di risoluzione del mercato accettando le offerte in modo tale da massimizzare il valore delle contrattazioni, rispettando, allo stesso tempo, i limiti massimi di transito tra le zone. Le offerte sono accettate secondo il criterio di merito economico: tutte le offerte di vendita vengono ordinate per prezzo crescente costituendo la curva aggregata di offerta, mentre tutte le offerte di acquisto sono ordinate per prezzo decrescente, costituendo la curva aggregata di domanda. Il punto di incontro tra le curve rappresenta il punto di equilibrio del mercato, figura 1.5, e indica la quantità complessivamente scambiata, il prezzo di equilibrio, le offerte accettate e i programmi di immissioni e prelievo nella e dalla rete. 24

26 1.5. MERCATO ELETTRICO DEL GIORNO PRIMA (MGP) Figura 1.5: Prezzo di Equilibrio Qualora ci siano più offerte caratterizzate dallo stesso prezzo si applica il seguente ordine di priorità: per le offerte di vendita: le offerte di energia delle unità di produzione essenziali ai fini della sicurezza della rete; le offerte di energia prodotta da impianti CIP 6; le offerte relative all energia restituita dall estero a titolo di compensazione in natura per gli scostamenti dei programmi di scambio internazionali; tutte le altre offerte di vendita. Per le offerte di acquisto: le offerte dell Acquirente Unico; le offerte relative all energia da restituire all estero a titolo di compensazione in natura per gli scostamenti dei programmi di scambio internazionali; tutte le altre offerte di acquisto. Come risulta chiaro dalla figura 1.5 saranno accettate le offerte di vendita con prezzo inferiore a quello di equilibrio e offerte di acquisto a prezzo superiore a quello di equilibrio. Inoltre, se i flussi derivanti dai programmi sulla rete non violano nessun limite di transito, il prezzo di equilibrio sarà unico in tutte le zone. Se risulta violato anche solo un limite il mercato viene separato in una zona di importazione e una di esportazione, effettuando, come già spiegato, il market splitting. In ciascuna zona si ripete il meccanismo, appena descritto, di creazione delle curve aggregate e determinazione del prezzo di equilibrio zonale. Le offerte di vendita accettate saranno valorizzate con la regola 25

27 1.6. MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) del prezzo uniforme (marginal price), cioè al prezzo zonale risultante dall algoritmo di massimizzazione. In Italia le offerte di acquisto sono invece valorizzate ad un unico valore, il prezzo unico nazionale (PUN) che è definito come la media dei prezzi zonali ponderati sulla base dei consumi zonali. P UN = ( k,i p k z Q k i )/( k,i Q k i ) (1.3) Poiché anche l energia scambiata attraverso contratti bilaterali contribuisce a impiegare una quota della capacità di transito della rete e a determinare la quantità di ponderazione del PUN, si terrà conto anche di questa nella risoluzione del mercato. Considerando le offerte di vendita come offerte a prezzo nullo, e le offerte di acquisto come offerte senza indicazione di prezzo. In conclusione il meccanismo di determinazione del prezzo sul MGP è un meccanismo di valorizzazione ad asta implicita. Tale meccanismo prevede il pagamento implicito di un corrispettivo per l utilizzo della rete. Se vengono raggiunti i limiti di transito, la differenza tra il prezzo zonale di esportazione e il prezzo zonale di importazione è il corrispettivo implicito pagato per l utilizzo della rete, che viene versato dal GME a Terna. Se non è attivo alcun limite di transito, tale corrispettivo è nullo. Invece nel caso di contratti bilaterali gli operatori di mercato sono tenuti a versare o ricevere a/da Terna un corrispettivo per l assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto. L ammontare di tale corrispettivo è pari alla differenza tra la valorizzazione dell energia elettrica oggetto dei programmi di prelievo (PUN) e la valorizzazione dell energia elettrica oggetto dei programmi di immissione (prezzo zonale della zona di immissione). Dal punto di vista della domanda il ricorso alla contrattazione bilaterale consente di ridurre i rischi legati alla variabilità del prezzo in tempo reale, in quanto consente di evitare di ricorrere a scambi di energia sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento. 1.6 Mercato Infragiornaliero (MI) Il mercato infragiornaliero consente agli operatori di aggiornare le offerte in acquisto e in vendita presentate sul MGP[9]. Il meccanismo di formazione dei prezzi è omogeneo a quello del MGP con la sola differenza che non prevede la determinazione del PUN. Tutte le offerte sono valorizzate al prezzo zonale. Il MI si svolge in 4 sessioni. Le diverse sessioni si svolgono con diversi orari di chiusura e in successione, in modo da garantire una negoziazione che avvenga con frequenza continua rispetto alle variazioni delle informazioni sullo stato degli impianti di produzione e unità di consumo. I programmi di immissione e prelievo aggiornati vengono comunicati a Terna alla chiusura di ciascuna sessione di MI. Tale informazioni risultano essenziali per Terna nella gestione della rete attraverso il MSD. Infatti, sul MSD saranno presentate le offerte in acquisto o vendita dell energia a partire dall esito sul MI. La sessione MI1 si svolge dopo la chiusura del 26

28 1.7. CONTRATTI PER LA COPERTURA DAI RISCHI DELLA VOLATILITÀ DEI PREZZI MGP si apre alle ore del giorno antecedente la consegna e si chiude alle 12,30 dello stesso giorno. Gli esiti vengono comunicati entro le ore La seduta MI2 si apre alle ore 10,45 il giorno precedente alla consegna, si chiude alle e gli esiti sono pubblicati entro le dello stesso giorno. La seduta MI3 si apre alle del giorno precedente la consegna, si chiude alle 7.30 del giorno di consegna e gli esiti sono pubblicati entro le 8.00 del giorno di chiusura della sessione. La seduta MI4 si apre alle del giorno precedente la consegna, si chiude alle del giorno di consegna con gli esiti alle ore del giorno di chiusura della sessione. Le offerte vengono accettate sul MI secondo un processo analogo a quello del MGP ma con l imposizione del rispetto di opportuni vincoli per contrastare politiche di arbitraggio. Sono stati posti dei vincoli ai prezzi riconosciuti alle offerte di acquisto e vendita presentate dai consumatori: le offerte di acquisto accettate su MI sono valorizzate ad un prezzo pari al maggior valore tra: 1. il prezzo determinato sulla base di modello del mercato zonale; 2. il prezzo unico per i consumatori determinato sul MGP. Le offerte di vendita sono valorizzate ad un prezzo pari al minor valore tra: 1. il prezzo determinato sulla base del modello di mercato zonale; 2. il prezzo unico per i consumatori determinato sul MGP. In particolare si cerca di evitare che i consumatori rivendano energia acquistata ad un prezzo inferiore sul MGP ad un prezzo maggiore sul MI. Anche se sul MI non è prevista la determinazione del PUN attraverso queste disposizioni si replica l effetto di tale prezzo anche su questo Mercato. 1.7 Contratti per la copertura dai rischi della volatilità dei prezzi Ogni operatore, attivo nei mercati precedentemente descritti, è esposto a due tipi di rischio; quello relativo alla volatilità del prezzo dell energia elettrica nel tempo, che incide sui mercati elettrici e sui contratti bilaterali, e quello relativo alla volatilità del corrispettivo per il diritto di utilizzo della capacità di trasporto. Quest ultima tipologia di rischio è nello spazio, cioè è legato a condizioni fisiche di funzionamento della rete: presenza di congestioni e nascita di prezzi zonali differenti. Per proteggersi dal rischio di volatilità è possibile sottoscrivere contratti alle differenze (CFD) a due vie. Tali contratti consentono alle parti, in genere un produttore e un consumatore di energia, 27

29 1.7. CONTRATTI PER LA COPERTURA DAI RISCHI DELLA VOLATILITÀ DEI PREZZI di stabilire ex-ante un prezzo, strike price, per un certo quantitativo di energia elettrica e per un periodo di tempo determinato. Le parti contemporaneamente partecipano al MGP. Qualora il prezzo di mercato su MGP ed MI sia superiore al valore stabilito tramite CFD a due vie, il produttore si impegna a pagare la differenza al consumatore, il quale altrimenti avrebbe dovuto pagare tale energia a un valore più elevato. Qualora, invece, il prezzo sia minore, l onere grava sul consumatore che dovrà pagare la differenza al produttore. Quando tali contratti sono sottoscritti da AU si dice siano ad una via, cioè il pagamento della differenza di prezzo sarà pagata solo da AU, cioè solo nel caso in cui il prezzo di mercato sia superiore a quello stabilito nel contratto. Per la copertura dal rischio di volatilità del prezzo nello spazio è previsto per il Gestore il pagamento di un corrispettivo CCC per la copertura dai costi di congestione. La valorizzazione di tale corrispettivo può essere implicita, nel caso in cui la differenza tra il prezzo di mercato a monte (zona di produzione) e il prezzo a valle (zona di consumo) non sia pagato dal detentore del contratto; oppure esplicita, in questo caso chi detiene il CCC riceve dall emittente, se positiva, o corrisponde, se negativa, la differenza tra il prezzo di equilibrio tra la zona a monte e a valle. In Italia si adotta il meccanismo di valorizzazione esplicito. 28

30 Capitolo 2 Mercato per il Servizio di Dispacciamento 2.1 Introduzione Codice di Rete In Italia Terna svolge il ruolo di Trasmission System Operatore (TSO): è il soggetto a cui è affidata la gestione e proprietà della rete elettrica di trasmissione nazionale (RTN). Con il DCPM del 2004, è stato introdotto l obbligo da parte del Gestore di redimere il Codice di Rete contenente le procedure relative alle attività di connessione, gestione, pianificazione, sviluppo e manutenzione della rete di trasmissione nazionale nonché di dispacciamento e misura dell energia elettrica. In particolare il Codice di Rete descrive le regole per: accesso alla rete e regolamentazione tecnica; sviluppo, gestione e manutenzione della rete; dispacciamento inteso come attività diretta nella gestione dei flussi di energia sulla rete; fornitura dei servizi di misura e di aggregazione delle misure; regolazione delle partite economiche connesse ai diversi servizi; sicurezza della rete elettrica nazionale. Il codice di rete, dunque, è il documento fondamentale rilasciato dal Gestore contenente tutte le informazioni tecniche sul funzionamento della RTN. E il documento di riferimento per comprendere il funzionamento del MSD. Tuttavia, trattandosi di un codice operativo, è di difficile interpretazione. Scopo di questo lavoro sarà anche quello di fornire una descrizione del MSD che sia il più chiara e semplice possibile ma al contempo approfondita. 29

31 2.1. INTRODUZIONE Introduzione sul MSD Il Mercato per il Servizio di Dispacciamento, in seguito MSD, è lo stumento attraverso il quale il gestore coordina i flussi di energia attraverso la rete elettrica nazionale; in particolare, le offerte presentate sono accettate o rifiutate con l obiettivo di risolvere le congestioni intrazonali residue, creare riserva di potenza e bilanciare il sistema in tempo reale. Per far ciò, il MSD è articolato in una fase di programmazione, MSD ex-ante, costituito da un unica sessione suddivisa in tre sottofasi, e nel bilanciamento in tempo reale, MSD ex-post e Mercato di Bilanciamento, MB, costituito da cinque sessioni. Terna agisce come controparte centrale. Una caratteristica molto importante del MSD è riferita alla struttura di accettazione dei prezzi offerti: è un mercato Pay as Bid in cui le offerte sono accettate al prezzo offerto. In questo modo è possibile analizzare la struttura delle offerte di vendita o acquisto sia dal lato degli operatori che dal lato del coordinatore. Le offerte di vendita sono riferite alla disponibilità dell operatore di vendere MWh che sarà remunerato dal Gestore. Dunque, l operatore si impegna ad aumentare la propria produzione creando dei ricavi ed in gergo si parlerà di offerte a salire. Le offerte di acquisto, al contrario, sono legate alla disponibilità dell operatore di ridurre la propria produzione acquistando MWh pagati a Terna. Si parlerà di offerte a scendere in cui il guadagno sarà del Gestore mentre l operatore avrà un esborso monetario. In un mercato liberalizzato, nato con l obiettivo di massima efficienza e trasparenza, è chiara l importanza di poter disporre dei dati delle offerte pubbliche. Sebbene molte informazioni, sopratutto tecniche, non siano rese note, è comunque possibile, come è stato fatto in questo lavoro di tesi, analizzare tali dati effettuando un lavoro di monitoraggio che consente di comprendere le motivazioni che stanno dietro le azioni di Terna e degli operatori. Questo è possibile proprio perchè si tratta di un mercato pay as bid in cui ogni azione ha una connessione diretta con i ricavi ed esborsi dei soggetti attivi in tale mercato. Inoltre, è anche possibile comprendere, oltre ad eventuali strategie, lo stato della rete di trasmissione nazionale. Essendo la rete elettrica suddivisa in zone, Terna dovrà rispettare i limiti fisici di transito dei collegamenti, linee e trasformatori. Sarà, quindi, portata ad accettare o rifiutare delle offerte sulla base del funzionamento in piena sicurezza del sistema elettrico. Questo secondo capitolo sarà incentrato sull analisi e sulla comprensione delle regole di dispacciamento, passo importante, poichè nel MSD la stuttura di offerta è particolarmente complessa e differente dalla struttura di offerte presentate su MGP è MI Struttura del Mercato per il Servizio di Dispacciamento Il MSD ex-ante si svolge in un unica sessione il giorno precedente la consegna fisica dell energia. Si articola in tre sottofasi di programmazione MSD1, MSD2 e MSD3. La 30

32 2.1. INTRODUZIONE seduta di presentazione delle offerte si apre alle ore del giorno precedente il giorno di consegna e si chiude alle ore dello stesso giorno. Gli esiti individuali vengono resi noti entro le del giorno precedente la consegna. Il GME comunica gli esiti individuali relativi alle offerte accettate della sessione del MSD2 entro le del giorno di consegna, e per MSD3 entro le del giorno di consegna. IL GME inoltre comuica gli esiti generali del mercato, e gli esiti individuali del mercato relativi alle singole offerte accettate agli operatori entro il quindicesimo giorno del mese M+2 1. Prendendo come riferimento per la prima sottofase del MSD1 il MI è possibile comprendere meglio la struttura del mercato come mostrato in figura 2.1 Figura 2.1: MSD ex-ante: prima sottofase Per le successive sessioni si fa riferimento alla figura Rif. Delibera 111/06 Art

33 2.1. INTRODUZIONE Figura 2.2: MSD ex-ante succesive sottofasi Nel MB vengono selezionate le offerte relative al giorno di consegna. E articolato in diverse sessioni nelle quali Terna seleziona offerte riferite a gruppi di ore nel medesimo giorno in cui si svolge la relativa sessione. Per la prima sessione del MB si considerano le offerte relative alla precedente sessione del MSD ex-ante. Per le altre sessioni, le sedute si aprono alle ore il giorno precedente la consegna, e non prima che siano resi noti gli esiti delle precedenti sessioni del MSD ex-ante, e si chiudono un ora precedente la prima ora che può essere negoziata nella relativa seduta. Per ciascuna sessione il GME comunica agli operatori gli esiti generali e individuali definiti da Terna. Anche per il MB si fa riferimento alla figura

34 2.1. INTRODUZIONE Figura 2.3: Mercato di Bilanciamento La figura 2.4 illustra la successione temporale delle varie sessioni di mercato. Figura 2.4: Tempistiche dei Mercati 33

35 2.2. INTERAZIONE TRA I MERCATI ELETTRICI 2.2 Interazione tra i Mercati Elettrici Terna comunica al Gestore del Mercato i valori dei limiti ammissibili di transito tra le zone geografiche e le zone virtuali estere, e i valori della massima capacità di esportazione per i poli di produzione limitata. Tali informazioni sono necessarie al GME per la determinazione degli esiti del MGP. Il Gestore del Mercato, sulla base dei dati ricevuti dal Gestore, seleziona le offerte di acquisto e vendita di energia nella risoluzione del mercato del giorno prima. Un altra informazione che il Gestore comunica al Gestore del Mercato riguarda la stima della domanda di energia elettrica per periodo orario e zona geografica. Tale stima è effettuata al netto dell energia destinata all alimentazione stessa delle UP idroelettriche di produzione e pompaggio, e dell energia prodotta e ceduta da un unico soggetto all interno dello stesso sito. Il valore stimato include anche eventuali perdite di rete. La previsione è effettuata attraverso l utilizzo di algoritmi complessi sulla base dei dati storici, condizioni metereologiche attese ed eventi socioeconomici in grado di influenzare la domanda. Anche gli UdD hanno degli obblighi di tipo informativo. Essi sono tenuti, come spiegato nel pragrafo 2.4 sulla descrizione delle risorse per il servizio di dispacciamento, a comunicare al Gestore evenutali indisponibilità al servizio di dispacciamento e variazione temporanee dei dati tecnici contenuti nel RUP. Una volta determinati gli esiti del MGP, il GME comunica tali informazioni al Gestore. Vengono resi noti i programmi preliminari cumulati di immissione e prelievo nella/dalla rete, per punto di dispacciamento e periodo rilevante. Tali programmi indicano l energia immessa o prelavata nella/dalla rete nel punto di dispacciamento. Il Gestore comunica al GME, entro il termine di presentazione delle offerte su MI, i margini residui di scambio di energia ed i limiti di scambio ammissibili tra le zone. Il GME comunica al Gestore gli esiti del MI. Qualora il GME non sia in grado di comunicare gli esiti del MGP al Gestore della rete: il GME e Terna devono dare informazione tempestiva della mancata comunicazione sul proprio sito internet; non si tiene la sessione del MI; il Gestore considera non validi i programmi preliminari cumulati per tutti i periodi rilevanti della giornata; il Gestore definisce i programmi finali comulati considerando valide le offerte predefinite comunicate entro le del giorno precedente. Considera pari a zero i programmi aggiornati cumulati, calcola le quantità offerte utilizzando i dati tecnici delle UPA, e considera i programmi di acquisto e vendita delle UP non abilitate 34

36 2.3. UTENTI DEL DISPACCIAMENTO E IMPIANTI ESSENZIALI pari a quelli definiti in esito al mercato dell energia per il giorno più prossimo a quello considerato della stessa categoria 2. Qualora il GME non sia in grado di comunicare gli esiti del MI si fa riferimento agli esiti comunicati per l ultima sessione del Mercato dell Energia. Terminata ciascuna sottofase del MSD ex-ante, il Gestore comunica al GME le quantità accettate e riservate per i soli periodi orari della sottofase, e le quantità preliminarmente accettate e riservate per i restanti periodi orari. Il Gestore del Mercato rende disponibili agli UdD rispettivamente i programmi finali cumulati e i programmi MSD preliminari cumulati. Inoltre, vengono comunicati, con riferimento alla singola offerta, le quantità accettate e riservate per Riserva Secondaria, Altri Servizi, Minimo e Spegnimento, compresi i valori preliminari. Tali tipologie di offerta saranno analizzate nel dettaglio nel paragrafo 2.4. In esito al MSD, il Gestore, definisce i programmi vincolanti e vincolanti preliminari per tutte le UP abilitate al servizio di dispacciamento. 2.3 Utenti del dispacciamento e Impianti Essenziali Per comprendere al meglio il funzionamento del MSD è necessario capire chi siano i soggetti attivi in tale mercato e come interagiscono tra di loro Utenti del dispacciamento UdD All interno del mercato elettrico operano: 1. Il Gestore, il cui ruolo nel MSD è svolto da Terna S.P.A; 2. Utenti del Mercato dei Servizi di Dispacciamento UdD che, a loro volta, si suddividono in: titolari di unità di produzione UP; titolari di unità di consumo UC attive nel MGP ma non sul MSD; Acquirente Unico per le unità di consumo di maggior tutela sempre su MGP e non MSD; i titolari di reti interne di utenza e di linee dirette. 2 Festivo, feriale pre-festivo, feriale post-festivo, feriale non appartenente alle precedenti categorie. 35

37 2.3. UTENTI DEL DISPACCIAMENTO E IMPIANTI ESSENZIALI Contratto di Dispacciamento Gli Utenti del Dispacciamento sono tenuti a stipulare con il Gestore un contratto per il servizio di dispacciamento sulla base di un modello contrattuale [15] predisposto dal Gestore nel rispetto delle condizioni fissate dall Autorità per l Energia Elettrica e il Gas. Il contratto contiene i diritti e gli obblighi dell Utente del Dispacciamento e del Gestore compreso l obbligo dell Utente di prestare idonee garanzie secondo quanto previsto nel documento Regolamento del sistema di garanzie del Codice di Rete 3 [16] Unità di Produzione Rilevanti e Unità Virtuali Per unità di produzione (UP) si intendono uno o più gruppi di generazione degli impianti di produzione di energia elettrica, di proprietà degli operatori, collocate su tutto il territorio nazionale. Tali unità possono essere raggruppate in uno o più gruppi, in accordo ai seguenti criteri di raggruppamento: gruppi di generazione non alimentati da fonti rinnovabili: la cui potenza complessiva sia non superiore a 50 MVA, ed appartenenti ad un medesimo impianto di produzione. Inoltre, sono compresi gruppi di generazione con potenza superiore a 50 MVA purchè siano di tipo ripotenziato o combinato, o insieme di gruppi di generazione funzionalmente collegati ad un medesimo ciclo produttivo; gruppi di generazione alimentati da fonti rinnovabili e cogenerativi: impianti la cui produzione sia ti tipo rinnovabile e riferita ad un unica fonte primaria di energia. Tra le fonti rinnovabili è compresa quella idroelettrica. UP Rilevanti Le UP si definiscono rilevanti se caratterizzate da potenza complessiva non inferiore a 10 MVA. Qualora ci siano delle unità, che pur soddisfando il vincolo precedente, non siano in grado di assicurare un valore soglia pari al limite stabilito, il Gestore si riserva il diritto di considerare le UP non rilevanti. Tutte le UP rilevanti devono essere registrate all interno del Registro di Unità di Produzione (RUP). Al mercato possono partecipare tutte le UP rilevanti che siano iscritte al RUP, connesse alla rete, siano modulabili e in grado di variare la propria produzione entro un certo tempo massimo e per un minimo quantitativo. Nel RUP è presente la qualifica di partecipazione ai mercati dell energia (MGP, MI, e MSD) e tutte le informazioni sui dati tecnici delle singole UP. Gli UdD sono responsabili delle informazioni dichiarate nel registro. Il gestore si riserva il diritto di richiedere rettifiche e/o motivazioni a supporto dei dati registrati nel RUP e di effettuare opportune verifiche. Qualora una verifica dia esito negativo l UP è sospesa dall iscrizione al RUP e il Gestore ne da comunicazione all AEEG. L UdD è tenuto a 3 articolo 49 dell allegato A alla delibera 111/06 dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas 36

38 2.3. UTENTI DEL DISPACCIAMENTO E IMPIANTI ESSENZIALI comunicare eventuali modifiche sullo stato di funzionamento delle proprie UP in modo che il RUP sia continuamente aggiornato. Il punto di dispacciamento per le UP rilevanti coincide con il punto di immissione di energia elettrica. Il periodo rilevante è il quarto d ora. Le offerte presentate sul MSD indicano l energia elettrica immessa in rete nel punto di immissione, aumentata di un fattore percentuale per tenere conto delle perdite elettriche sulla rete, limitatamente al punto di immissione in bassa e media tensione. UP virtuali Per UP virtuali si intendono le unità di produzione non rilevanti, appartenenti ad un unica UdD, della stessa tipologia e nella stessa zona. Sono considerate UP virtuali anche quelle unità di importazione ed esportazione caratterizzate da 4 : punto di immissione virtuale, per unità di importazione, sulla RTN localizzato in una zona virtuale estera che caratterizza la frontiera elettrica alla quale l importazione di energia si riferisce; punto di immissione di un unità di importazione relativa ad una rete di interconnessione, per la quale non è attuato il controllo degli scambi programmati. E l insieme dei punti della rete localizzata sul territorio dello Stato confinante in cui si considera immessa l energia; punto di prelievo di una unità di esportazione sulla RTN localizzato in una zona estera; punto di prelievo di una unità di esportazione sulla relativa ad una rete di interconnessione, per la quale non è attivato il controllo degli scambi programmati; Anche per le UP virtuali tutti i dati tecnici devono essere registrati all interno del RUP. Le UP virtuali sono attive solo sul MGP Dati Tecnici delle UP rilevanti Gli UdD sono tenuti a registrare all interno del RUP tutti gli estremi sulla UdD stessa che opera nel mercato. Tutti i dati tecnici sul funzionamento dei gruppi di generazione di ciascuna UP e tutte le informazioni tecniche relative alle singole UP. In particolare per le UP saranno comunicate le informazioni su: potenza massima e minima (MW) erogabile dalle UP rilevanti nelle normali condizioni di funzionamento (al netto della potenza assorbita di sistemi ausiliari e dalla semibanda di regolazione primaria); gradiente di potenza a salire e scendere in valore assoluto (MW/min); 4 Articolo 9 della delibera n. 111/06 dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas 37

39 2.3. UTENTI DEL DISPACCIAMENTO E IMPIANTI ESSENZIALI tempo di risposta necessario ad effettuare le operazioni richieste da Terna (min); tempo di avviamento (min) al raggiungimento della minima potenza a partire dal momento in cui si riceve comunicazione di avviamento; semibanda di riserva secondaria (MW) come valore massimo di semibanda nella fascia di funzionamnto dichiarata per ogni UP; tempo di rampa (min) per il raggiungimento della potenza minima a partire dal momento in cui l unità è messa in parallelo. Deve essere al di sotto di un valore soglia stabilito da Terna; tempo di arresto (min) a partire dall assetto considerato; potenza massima e minima di controllo in qualsiasi condizione di funzionamento (al netto della potenza assorbita dagli ausiliari e della semibanda di regolazione primaria). Per approfondimenti si fa riferimento all allegato A.60 Dati tecnici delle unità di produzione rilevanti valevoli ai fini del Mercato elettrico del codice di rete Impianti essenziali Gli utenti del dispacciamento sono tenuti a rispettare opportuni obblighi al fine di permettere al Gestore di poter svolgere il servizio di dispacciamento. Questi obblighi devono essere rispettati attraverso specifiche modalità tecniche, economiche e procedurali. In particolare, i dati tecnici delle unità di produzione devono essere registrati ai fini della partecipazione al mercato elettrico sia per MGP che per MSD. Come già spiegato, la rete di trasmissione è suddivisa in zone opportunamente interconnesse. Ci sono impianti definiti essenziali ai fini della sicurezza della rete. Tali impianti sono soggetti a una specifica disciplina. Essendo essenziali, sono necessari per il corretto funzionamento della rete. Dunque dovranno rispettare degli obblighi nella presentazione delle offerte che limita il prezzo massimo offerto. Immaginando una unità di produzione la cui produzione impatta in modo significativo sulla potenza transitante su un elettrodo, ossia la potenza sulla sensitivity della corrente rispetto la potenza è elevata, il Gestore sarà sicuramente orientato ad accettare le offerte per questa unità piuttosto che per un altra. Se questi impianti fossero liberi di presentare offerte al prezzo voluto, sfrutterebbero questa situazione per aumentare i propri ricavi, ad esempio offrendo MWh in vendita a prezzi altissimi, che, sarebbero di certo accettati dal Gestore. Nel caso di offerte di acquisto potrebbero offrire a prezzi molto bassi, che sarebbero ancora una volta accettati da Terna, nonostante porterebbero ricavi inferiori rispetto ad altre unità. Al fine di aumentare i propri ricavi, l operatore, nel caso di offerte a salire, potrebbe proporre un prezzo di vendita molto superiore ai propri costi variabili. 38

40 2.4. RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO Dunque, il prezzo massimo presentabile sarà regolato e fissato ad un valore soglia al fine di tutelare i costi di dispacciamento evitando che siano troppo elevati. I vincoli a cui sono soggetti tali impianti verranno analizzati nello specifico nel paragrafo Gli impianti sono riconosciuti essenziali per: il servizio di riserva intendendo nello specifico riserva secondaria, paragrafo , e terziaria, paragrafo 2.4.4; la risoluzione delle congestioni di rete, come descritto nel paragrafo Il Gestore comunica annualmente a ciascuna unità di dispacciamento la capacità essenziale per la risoluzione delle congestioni o per il fabbisogno di riserva. Qualora l unità di dispacciamento non intenda avvalersi di tali obblighi, deve darne comunicazione al Gestore. In mancanza di tale comunicazione, il gestore segnala l atto all Autorità, e iscrive all elenco delle unità essenziali le unità a partire da quelle con i costi variabili inferiori fino alla soddisfazione della capacità essenziale per riserva o risoluzione di congestioni. L elenco delle unità essenziali o di raggruppamenti di impianti essenziali è riportato nel Codice di Rete, allegato A.27 Unità di produzione essenziali per la sicurezza del sistema elettrico di Terna S.p.A. 2.4 Risorse per il Servizio di Dispacciamento Il Gestore deve rispettare i propri obiettivi nel rispetto della sicurezza del sistema elettrico, garantendo allo stesso tempo la qualità del servizio di dispacciamento. Per raggiungere i propri obiettivi si avvale, nella fase di programmazione, delle risorse per la risoluzione di congestioni e di riserva secondaria e terziaria di potenza. In tempo reale il Gestore utilizza le risorse di bilanciamento al fine del mantenimento dell equilibrio tra immisioni e prelievi di energia elettrica, risolvere ulteriori congestioni, e ripristinare i corretti margini di riserva secondaria. Gli UdD, nella fornitura di tali risorse, si rendono disponibili a modificare i propri programmi vincolanti di potenza. Nel caso in cui ci sia incremento dell immissione o riduzione del prelievo rispetto il programma vincolante in potenza si parla di bilanciamento in aumento, nel caso ci sia riduzione dell immissione o incremento del prelievo si parla di bilanciamento in diminuzione. Nell analisi delle offerte pubbliche su MSD e MB è possibile comprendere, tra le offerte presentate dagli utenti, a quali risorse si rendono disponibili. Nei file xml 5 è presente il campo SCOPE CD che contiene al suo interno le diciture: MB RS riserva secondaria; 5 file saricati dal sito del GME contenenti tutti i dati delle offerte pubbliche per il MSD ex-ante e il 39

41 2.4. RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO AC accensione: si tratta di offerte che prevedono l accensione di una UP. AS offerta di minimo: per portare l UP al minimo tecnico sia in accensione che in spegnimento; GR1, GR2, GR3, GR4 offerte a gradino per altri servizi (non di riserva secondaria) Risorse per la risoluzione di congestioni in fase di programmazione Gli UdD si rendono disponibili a variare i propri programmi al fine della risoluzione delle congestioni di rete. Il Gestore si avvale di tale disponibilità qualora sia necessario. Gli UdD, rendendosi disponibili a tale servizio, accettano la possibilità che ci siano eventuali modifiche, in incremento o decremento, ai propri programmi aggiornati cumulati, rispetto a quanto comunicato come informazione preliminare rispetto il MGP. Dunque, Terna, mediante la risoluzione delle congestioni garantisce che siano rispettati opportuni vincoli: limiti ammissibili sulle connessioni intrazonali; limiti ammissibili per il corretto funzionamento degli elementi di rete. Sono abilitate alla fornitura di tale servizio tutte le UP rilevanti che siano connesse alla RTN e che non siano alimentate da fonti rinnovabili non programmabili, poichè sono di difficile prevedibilità e non opportunamente modulabili. Non sono abilitate anche le UP in collaudo per un periodo non superiore a sei mesi dalla data del primo parallelo con la rete, in quanto non sarebbero in grado di modulare efficacemente la propria produzione. Non sono abilitate anche quelle UP che non siano in grado di variare la propria immissione di almeno 10 MW entro 15 minuti dalla richiesta, sia in aumento che in decremento. Per quanto riguarda le unità idroelettriche, esse sono abilitate alla fornitura di tale servizio se il rapporto tra l energia che può essere erogata in una giornata e la potenza massima dell unità sia almeno pari a quattro ore. Gli UdD delle UP abilitate hanno l obbligo di rendere completamente disponibile al Gestore l utilizzo dei margini necessari alla risoluzione delle congestioni, e di comunicare informazioni ed eventuali variazioni delle UP abilitate Individuazione degli impianti essenziali al fine della risoluzione di congestioni di rete Una unità di produzione è identificata come essenziale dal Gestore, ai sensi dell articolo 63.3 comma a) della delibera n. 111/06 qualora non esista alternativa al suo utilizzo ai fini della risoluzione di congestioni, anche in ragione delle esigenze di indisponibilità programmate [14]. Con riferimento alla risoluzione delle congestioni: 40

42 2.4. RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO vengono individuati gli impianti di produzione e le unità appartenenti a tali impianti strettamente necessari alla risoluzione delle congestioni, con ciascuna unità caratterizzata da un livello massimo e minimo di produzione efficace per la risoluzione della medesima congestione; ciascun impianto di produzione viene individuato essenziale per un numero di unità, pari alla differenza, se positiva, tra il suddetto fabbisogno e il numero di unità appartenenti agli altri impianti di produzione. Il Gestore, comunica a ciascun UdD entro il 30 Settembre di ciascun anno, l elenco degli impianti essenziali per la risoluzione delle congestioni. L UdD, entro il 15 Ottobre di ciascun anno, comunica al Gestore l elenco delle UP appartenenti all impianto essenziale con cui intende soddisfare la condizione di essenzialità Risorse per la riserva secondaria di energia Il fabbisogno di riserva secondaria (RS), o regolazione frequenza-potenza, è determinato tenendo conto dell interconnessione tra Continente e Sicilia, Sardegna, ed è funzione della domanda di energia elettrica riferita al medesimo aggregato zonale (Continente, Sicilia, Sardegna) e periodo orario. Il Gestore utilizza tale riserva al fine di compensare gli squilibri tra domanda e offerta di energia elettrica e mantenere il livello di frequenza al valore nominale. Gli UdD rendono disponibile, nella fase di programmazione o di bilanciamento, la semibanda di riserva secondaria che: per le unità idroelettriche è pari al ±15% della massima potenza; per le unità termoelettriche al maggiore tra il ±10 MW e 6% della potenza massima. Nella fase di gestione in tempo reale, l approvigionamento della banda di riserva secondaria avviene tramite un dispositivo automatico di regolazione in grado di modulare l immissione di energia elettrica sulla base di un segnale inviato dal Gestore. Attraverso il MSD il Gestore seleziona le offerte soggette al vincolo di soddisfazione di tale fabbisogno. Le UP abilitate hanno l obbligo di rendersi completamente disponibili all erogazione di tale servizio, e di comunicare a Terna eventuali variazioni o indisponiblità temporanee. Il fabbisogno di riserva secondaria è calcolato come: RS = C (2.1) dove C è il carico MW. Nel MSD le offerte presentate dagli UdD per RS hanno obbligo di presentazione del prezzo offerto ma non della quantità. 41

43 2.4. RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO In esito al processo di selezione delle offerte della fase di programmazione è determinata la quantità di riserva secondaria approvigionata su ciascuna UPA, definita quantità riservata per RS Individuazione degli impianti essenziali ai fini della sicurezza Un raggruppamento di impianti di produzione è individuato come essenziale al servizio di RS, qualora in sua assenza non sia possibile soddisfare un dato fabbisogno di riserva. Il Gestore nella determinazione del raggruppamento di impianti essenziali, si basa sull analisi di aggregati di zone (es. Continente, Sicilia, Sardegna), alto-basso carico, alta-bassa disponibilità di elementi di rete. Con riferimento all UdD si definisce una capacità essenziale di riserva secondaria pari alla differenza tra il fabbisogno di riserva secondaria e la capacità di riserva secondaria nella titolarità degli altri UdD [14]. Per capacità di riserva secondaria si intende la somma della semibanda di riserva secondaria delle UPA localizzate nell aggregato; per semibanda di riserva secondaria di una unità si intende il valore massimo di semibanda di riserva secondaria associata alle fasce di funzionamento dell UP, come registrate nel RUP Risorse della riserva terziaria di potenza La riserva terziaria di energia, a salire o scendere, è utilizzata per costituire dei margini di sicurezza rispetto la potenza minima o massima dei programmi aggiornati cumulati. A differenza della riserva secondaria, i margini di riserva terziaria vengono attivati mediante l invio di ordini di dispacciamento e non attraverso dispositivi di regolazione automatici. Tali margini possono essere attuati sia nella fase di programmazione che nel bilanciamento in tempo reale. Le Unità di Produzione Abilitate (UPA) sono tenute: all installazione di strumenti software, forniti dal Gestore, per la ricezione degli ordini di dispacciamento; all installazione presso il punto di controllo fisico di un sistema di comunicazione telefonico per comunicare eventuali indisponibilità; a rendere completamente disponibili al Gestore l utilizzo dei margini di potenza; comunicare eventuali indsponibilità o temporanee variazioni relative al servizio di bilanciamento; presentare offerte su MSD. Per riserva terziaria a salire si intende l aumento di immissione di energia elettrica da parte di una UPA nei tempi definiti dal Gestore. I margini sono definiti per UPA in parallelo con la rete ma non attive alla massima potenza. A seconda del diverso tempo di risposta la riserva a salire si suddivide in: 42

44 2.4. RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO Riserva Pronta costituita da una risposta che avviene entro 15 minuti dalla richiesta del Gestore. Tale fabbisogno è dimensionato per fronteggiare, per ogni periodo rilevante e aggregato di zone, il fabbisogno di riserva secondaria. Inoltre, è utilizzata per far fronte a ritardo o anticipo della domanda di energia elettrica rispetto ai valori stimati; Riserva di Sostituzione costituita da incremento o decremento di produzione che avviene entro 120 minuti e può essere sostenuto senza limitazioni di tempo. Per ciascun periodo orario, e per ciascun aggregato di zone, è dimensionato per fronteggiare errori nella previsione della domanda di energia elettrica da fonti rinnovabili non programmabili, condizioni di mancata produzione per UP in collaudo e situazioni di indisponibilità non previste nella produzione di tipo termoelettrico, in quantità non inferiore alla potenza massima della UP di massima taglia. Il margine complessivo di riserva terziaria di potenza a salire è costituito dalla somma delle due tipologie appena descritte. Per riserva terziaria a scendere si intende la riduzione di immissione di energia elettrica nella rete da parte di una UPA sempre nei tempi stabiliti dal Gestore. I margini sono stabiliti per UPA in parallelo con la rete ma non eroganti la minima potenza e che siano in grado di azzerare la propria immissione in tempi brevissimi. Inoltre, per ciascun periodo orario e aggregato di zone, tale riserva è utilizzata per fronteggiare indisponibilità dell unità idroelettrica di produzione e pompaggio con massima capacità in assorbimento; e far fronte ad errori nella stima della domanda di energia elettrica legata alle fonti rinnovabili non programmabili, di cui difficilmente si riesce a stimare gli effettivi andamenti Abilitazione al servizio di riserva terziaria di potenza Gli UdD nella fornitura di tale servizio, offrendo dei margini di potenza massima e minima, si impegnano a modificare i propri programmi allo scopo di far fronte a indisponibilità legate alle situazioni appena descritte. Non sono abilitate alla fornitura di tale servizio tutte le UP alimentate da fonti rinnovabili e le UP in collaudo, così come per il servizio di riserva secondaria. Al contrario possono essere abilitate tutte le UP che siano connesse alla rete e che siano in grado di variare la propria immissione almeno entro 5 minuti, e di almeno 10 MW entro 15 minuti, rispetto l invio dell ordine di dispacciamento. Per quanto riguarda le unità idroelettriche sono abilitate tutte quelle unità per le quali il rapporto tra l energia che può essere erogata in una giornata e la potenza massima sia almeno pari a quattro ore Approvigionamento della riserva terziaria di potenza Attraverso la selezione delle offerte su MSD il Gestore si approvigiona delle risorse per la riserva terziaria di potenza. In esito a tale processo viene determinata la quantità di 43

45 2.4. RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO riserva totale a salire e scedere su ciascuna UPA, cioè la quantità riservata per riserva terziaria al netto della quantità per riserva secondaria. La riserva totale a salire, T + è ripartita tra offerte valide per Altri Servizi in vendita e offerte per Minimo ai fini della fase di programmazione. Tale quantità è considerata come un incremento rispetto il programma finale cumulato P MSD. La riserva totale a scendere T è ripartita tra offerte valide per Altri Servizi (AS) in acquisto e offerte per Spegnimento, sempre ai fini della fase di programmazione. Tale quantità è considerata un decremento rispetto il programma finale cumulato P MSD. Per l offerta di Minimo/Spegnimento è obbligatoria la presentazione del prezzo, mentre non è obbligatorio inserire la quantità (indicazione a zero). La quantità viene calcolata sulla base dei dati tecnici dinamici e del mercato infragiornaliero. Per l offerta per Altri Servizi la presentazione del prezzo, e della quantità è obbligatoria per il 1 gradino. La quantità presentata dal UdD è verificata sulla base dei dati tecnici contenuti nel RUP e del programma in esito al MI. Nel MSD ex-ante non è obbligatoria la presentazione del 4 gradino. Nell immagine 2.5 è fornito un esempio di Offerta di Minimo in Spegnimento per Edison Trading S.P.A su due diverse unità operative nella giornata del 21/10/2012 alle ore Tale esempio è stato estratto dall elaborazione dei dati pubblici scaricati dal sito del GME. In questo caso, l Operatore, cioè Edison, si riserva il diritto di non presentare la quantità riferita all offerta di minimo. Tale valore viene aggiustato da Terna nella seconda colonna della tabella, denominata anch essa MWh off. Figura 2.5: Offerta di Minimo in Spegnimento Individuazione impianti essenziali ai fini della sicurezza di rete Un raggruppamento di impianti di produzione è individuato come essenziale al servizio di riserva terziaria, qualora in sua assenza non sia possibile soddisfare un dato fabbisogno di riserva. Il Gestore, come per la RS, nella determinazione del raggruppamento di impianti essenziali, si basa sull analisi di aggregati di zone, alto-basso carico, alta-bassa disponibilità di elementi di rete. Per la riserva terziaria viene identificata una condizione di essenzialità sia per riserva pronta che per riserva di sostituzione. In entrambi i casi si definisce, per ciascun UdD, un valore di capacità essenziale necessario all utilizzo di 44

46 2.4. RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO tale riserva ai fini della sicurezza della rete. Il metodo di calcolo utilizzato dal Gestore per il calcolo di tale capacità è riportato nel Codice di Rete, allegato A.31 Procedura per la determinazione della capacità essenziale di riserva terziaria di Terna S.p.A Capacità essenziale di riserva terziaria di sostituzione Con riferimento a ciascun UdD si definisce una capacità essenziale di riserva terziaria di sostituzione pari alla differenza tra: la somma del fabbisogno di energia e del fabbisogno di riserva di sostituzione; la somma della capacità produttiva disponibile nella titolarità degli altri UdD e dell importazione di energia elettrica dalle aree contigue. La capacità essenziale di riserva terziaria di sostituzione è ottenuta come media dei valori riferiti alla punta settimanale di fabbisogno di energia per aggregato zonale e per periodo temporale a cui l assetto di funzionamento si riferisce. Per punta settimanale di fabbisogno si intende il periodo dell anno N indivuato per ciascuna settimana, giorno e ora, in cui è stato riscontrato il massimo valore di fabbisogno di energia. In un periodo compreso tra la prima settimana del mese di Luglio dell anno N-3 e l ultima settimana di Giugno dell anno N-2. Il fabbisogno di riserva di sostituzione è pari al massimo valore tra: la capacità disponibile delle UP appartenenti all aggregato; la media dei valori storici del fabbisogno di riserva di sostituzione. La capacità produttiva installata è calcolata per le unità termoelettriche come somma tra la potenza massima delle unità di produzione, P MAX 0 6, e le variazioni di potenza massima, VAR P MAX 0, anche in riferimento all ingresso di nuove UP. Per le UP non termoelettriche è pari alla producibilità attesa, calcolata come media dei valori di immissione, riferita ad un periodo P, compreso tra la prima settimana del mese di Luglio N-4, e l ultima settimana del mese di Giugno N Capacità essenziale di riserva terziaria pronta Per ciascun UdD, assetto di funzionamento e aggregato zonale, si definisce una capacità essenziale per riserva pronta pari alla differenza tra: la somma della media del fabbisogno di riserva pronta a salire e a scendere; la capacità di riserva pronta nella titolarità degli altri UdD. 6 Potenza Massima delle UP come riportata nei dieci giorni lavorativi precedenti al calcolo. 45

47 2.4. RISORSE PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO Il calcolo è effettuato distinguendo tra ore di rampa e fuori di rampa 7. Per capacità di riserva pronta di un UdD su un aggregato zonale si intende la somma della capacità di riserva pronta delle UPA, mentre per capacità di riserva pronta per la singola UPA si intede la differenza tra la potenza massima e minima così come registrate all interno del RUP Risorse per il Bilanciamento Il Gestore si approvigiona delle risorse per il bilanciamento in tempo reale attraverso il MB, al fine del: mantenimento degli equilibri tra immissionie prelievi di energia elettrica nella rete; risoluzione delle congestioni residue; rispristino dei corretti margini di riserva secondaria. Il Gestore attiva le risorse approvigionate per riserva terziaria e accetta le offerte presentate dalle UPA sul mercato di bilanciamento. Sono abilitate tutte le UPA che siano connesse alla rete e non siano alimentate da fonti di energia non programmabili oppure UP in collaudo. Le UPA devono essere in grado di variare la propria immissione entro 5 minuti, e di almeno 3 MW in 15 minuti, rispetto l arrivo dell ordine di dispacciamento. Per le unità idroelettriche il rapporto tra l energia erogata in una giornata e la potenza massima deve sempre essere pari ad almeno quattro ore. Il limite di variazione della potenza di almeno 3 MW in 15 minuti è più restrittivo rispetto quello della riserva terziaria, al fine di consentire in tempo reale l utilizzo di ulteriori risorse rispetto quelle di riserva terziaria di potenza. Le UPA sono tenute a rispettare gli stessi obblighi descritti per l approvigionamento delle risorse di riserva terziaria di potenza. Il gestore si riserva il diritto di esclusione delle UPA dal MB sia per motivi di sicurezza, come la presenza di congestioni, sia nel caso in cui l UP mantenga un discostamento ingiustificato tra la potenza immessa in rete e il valore richiesto. Nel momento in cui le UP vengono eslcuse dal bilanciamento, esse, per il tempo stabilito dal Gestore, non ricevono ordini di dispacciamento, ma sono tenute al mantenimento degli ordini ricevuti prima dell esclusione. La presentazione delle offerte per RS, AS, offerte di Minimo/Spegnimento seguono le stesse regole descritte per la fase di programmazione. 7 Per ore di rampa si intendono i periodi compresi tra il 7 e il 9, mentre per ore fuori rampa i restanti periodi. 46

48 2.5. PRESENTAZIONE OFFERTE NEL MSD 2.5 Presentazione Offerte nel MSD Gli UdD titolati delle UPA presentano nel MSD offerte per la risoluzione delle congestioni, per riserva secondaria e terziaria, e per il bilanciamento in tempo reale, come precedentemente descritto. Gli utenti hanno l obbligo di presentazione di offerte non predefinite nella fase di programmazione 8, e facoltà di inserire quotidianamente offerte non predefinite. Inoltre hanno facoltà, ove previsto, di inserimento di offerte nel MB. Sono esentati dall obbligo di offerta gli UdD titolari di UP idroelettriche 9 che, o per motivi di sicurezza idrogeologica o per normali condizioni di funzionamento, impongano un determinato valore di potenza. Sono esentate anche le UP termoelettriche nella fase di avviamento fino il raggiungimento della potenza minima (limitatamente al MB), o termoelettriche a carbone nella fase di spegnimento (limitatamente al MB). Sono parzialmente esentati gli UdD titolari di unità di produzione di tipo idroelettrico, non ad acqua fluente, qualora intervengano condizioni idrogeologiche, che o per motivi di sicurezza o per normali condizioni di funzionamento, impongano il funzionamento dell UP entro determinati valori di potenza. Sono parzialmente esentate, anche le UP in manutenzione, in avaria, soggette a vincoli ambientali, soggette a vincoli di funzionamento per indisponibilità di elementi di rete, interessate da scioperi dichiarati compatibili con la sicurezza di rete, ed infine UP soggette a vincoli tecnologici documentabili su richiesta del Gestore Struttura di offerta per MSD: novità introdotte nel 2010 e 2011 La presentazione delle offerte su MSD ha subito durante gli anni significativi cambiamenti. Fino al 2009 le offerte erano strutturate soltanto in offerte a salire, in vendita, e a scendere, in acquisto. Il riferimento era costituito dal Mercato di Aggiustamento (MA), divenuto in seguito Mercato Infragiornaliero. Partendo dall esito del MA, gli UdD presentavano: un unica offerta a salire fino la potenza massima; un unica offerta a scendere fino la potenza minima; un offerta di spegnimento tra la potenza minima e lo spegnimento dell UP. La figura 2.6 rappresenta la struttura di offerta valida fino al 2009: 8 il Gestore utilizza le offerte predefinite in assenza delle offerte predefinite 9 impianti idroelettrici non ad acqua fluente 47

49 2.5. PRESENTAZIONE OFFERTE NEL MSD Figura 2.6: Struttura Offerta MSD 2009 Questra struttura di offerta nel 2010 è stata aggiornata con l obiettivo di assicurare una riduzione dei costi di approvigionamento [17]. Ogni UdD propone le proprie offerte al fine di garantire almeno la copertura dei propri costi marginali. Nella fase di programmazione, non avendo certezza dell accettabilità o meno delle offerte presentate, l operatore è portato a proporre prezzi che siano almeno pari (o maggiori) ai costi marginali di produzione elettrica. Definito il costo orario di produzione come C t = C comb (c 0 + c 1 P + c 2 P 2 ) (2.2) dove C comb è il costo del combustibile utilizzato e P è l energia oraria prodotta dal gruppo. L equazione del costo totale è tipo quadratico e dipende dalla quantità oraria di energia prodotta. Il costo marginale è dato dalla variazione del costo totale rispetto l energia oraria, ed è pari al costo necessario per produrre 1 MWh aggiuntivo. L equazione che consente di definire il costo marginale è C m = dc t dp = C comb(c 1 + 2c 2 P ) (2.3) Questa volta si tratta di una equazione di tipo lineare, e quindi crescente con l energia prodotta. Gli UdD avendo come possibilità, la presentazione di un unica offerta semplice non differenziata, al fine di coprire i costi marginali saranno portati a presentare un prezzo che dia la copertura di tali costi in corrispondenza della massima energia che potrebbero 48

50 2.5. PRESENTAZIONE OFFERTE NEL MSD essere chiamati a produrre in esito al MSD. Quindi presenteranno un unica offerta ad un valore di prezzo massimo. Nel 2010 vengono presentate offerte scaglionate con diversi prezzi a salire e scendere. La struttura del nuovo MSD 2010 prevede offerte differenziate a seconda della risorsa di approvigionamento alla quale sono riferite: offerta di Riserva Secondaria in vendita e acquisto; offerta per Altri Servizi multipla con differenziazione dell offerta di Minimo in Spegnimento. Nella fase di programmazione possono essere presentati fino 3 gradini, nella fase di bilanciamento fino 4. Lofferta di Minimo in Spegnimento all interno dei file xml delle offerte pubbliche 10 è indicata con la dicitura AS BID. Identifica la disponibilità dell operatore di portare l Unità di Produzione al Minimo Tecnico. Si tratta di un offerta a scendere caratterizzara da una riduzione di produzione, il cui prezzo presentato è in e/mwh. Per questa tipologia di offerta, il Gestore è remunerato. Nel caso in cui l offerta sia indicata come AS OFF si tratta sempre di un offerta di Minimo ma non più in spegnimento. In questo caso il prezzo presentato è sempre in e/mwh ma sarà l operatore ad essere remunerato per l accensione dell Unità di Produzione. In entrambi i casi l UdD è tenuto a presentare una coppia quantità (MWh) - prezzo (e/mwh). Nel 2010 il nuovo riferimento, dalla quale si considerano le offerte a salire o scendere, è l esito del MI 11, come mostrato nella figura 2.7: Figura 2.7: Nuovo MSD file xml scaricabili dal sito del GME 11 esito del Mercato Infragiornaliero scelto come riferimento sia per MSD ex-ante che MB 49

51 2.5. PRESENTAZIONE OFFERTE NEL MSD La figura 2.8 mostra un esempio di offerta presentata su MSD ex-ante: Figura 2.8: Esempio Offerta MSD ex-ante 2010 La struttura di offerta nel 2011 rimane invariata rispetto al Le offerte sono sempre differenziate per tipologia e risorsa di approvigionamento. Le novità introdotte riguardano la possibilità di poter introdurre un offerta in Accensione per le 24 ore sia sul MSD ex-ante che sul MB [18]. Tale offerta si differenzia dall offerta di Minimo in Accensione in quanto il prezzo presentato non è in e/mwh ma in Euro. In gergo si definisce Gettone di Accensione, in quanto la remunerazione non dipende dal livello di produzione dell UPA, ma è una quota fissa vincolata a una soglia massima stabilita dall AEEG, definita cap. L offerta di Accensione è identificata all interno delle offerte pubbliche con la dicitura AC OFF, comporta l accensione di una Unità di Produzione spenta nelle sessioni precedenti del Mercato. Essendo a salire e mai a scendere, sarà l operatore ad essere remunerato. Tale tipologia di offerta potrebbe essere sfruttata dagli UdD per aumentare i propri guadagni, ad esempio tenendo spenta una UP, necessaria per il corretto funzionamento del sistema elettrico, sul MI per presentare l offerta in AC sul MSD, con la certezza dell accettabilità dal parte del Gestore. Inoltre, nel 2011, vengono abilitate alla presentazione delle offerte tutte le UP termoelettriche di tipo non Turbogas, ed è possibile ripresentare su MB le offerte valide sul MSD ex-ante o su precedenti sessioni di MB solo in termini migliorativi, come successivamente descritto nel paragrafo Un altra importante novità introdotta dal 2011 riguarda il MB. Le offerte sono presentate sempre differenziate sulla base delle risorse di bianciamento, ma non si prende più come riferimento l esito del MI, ma si considera l esito del MSD relativamente alla sessione ultima conclusa. 50

52 2.5. PRESENTAZIONE OFFERTE NEL MSD Figura 2.9: Offerta MB Alcuni esempi tratti dai file xml In questo paragrafo sono inseriti alcuni grafici di esempio tratti dai file xml analizzati attraverso il database creato con Qlikview 12, con lo scopo di mostrare la differenza nella presentazione delle offerte tra il 2009 e il Gli esempi proposti sono stati estratti dalle offerte pubbliche nella fase di programmazione Offerta Edison 2009 Le figure 2.10 e 2.11 mostrano per la giornata del 17/09/2009 le offerte presentate da Edison S.P.A sull unità di produzione UP NOCE 1 nella zona geografica Nord. Le offerte non sono differenziate per scopo ma solo per tipologia (salire/scendere): 12 come spiegato nel capitolo 4 Creazione Database e Analisi Dati 51

53 2.5. PRESENTAZIONE OFFERTE NEL MSD Figura 2.10: MWh offerti da Edison S.P.A su UP NOCE 1 52

54 2.5. PRESENTAZIONE OFFERTE NEL MSD Figura 2.11: Prezzo Offerto da Edison S.P.A su UP NOCE 1 53

55 2.5. PRESENTAZIONE OFFERTE NEL MSD Offerta Edison 2010 Prendendo come riferimento sempre Edison S.P.A e UP NOCE 1 è possibile analizzare le offerte per un giorno del E stato scelto, arbitrariamente, il 17/01/2010. Questa volta le offerte presentate sono suddivise per scopo e tipologia. L istogramma si complica, perchè per ogni ora della giornata ci saranno più offerte sia a salire che scendere. Nella figura 2.12 è mostrata l offerta per le ore 12. La scelta dell orario, così come dell operatore e dell UP, è del tutto arbitraria, in quanto questo esempio ha il solo scopo di mostrare come è cambiata la sintassi dal 2009 in poi. Figura 2.12: Offerta di Edison S.P.A su UP NOCE 1 il 17/01/2010 L operatore ha presentato offerte solo per: AS BID offerta di minimo in spegnimento: l operatore da, sul MSD, disponibilità a portare l unità di produzione in spegnimento; AS OFF offerta di minimo in accensione: l operatore da disponibilità a portare l UP al minimo tecnico in accensione; GR1 offerta per Altri Servizi sia a salire che scendere. Edison da la propria disponibilità a scendere di 137 MWh nella risoluzione della riserva terziaria (non di Riserva Secondaria), indicata come Altri Servizi o GR1. Come stabilito dalle regole di dispacciamento per l offerta a gradino è obbligatoria la presentazione del prezzo e della quantità, per le offerte di minimo non è obbligatorio presentare la quantità ma solo il prezzo. Edison, quindi, indica zero per i MWh offerti, ma da una indicazione di prezzo. 54

56 2.5. PRESENTAZIONE OFFERTE NEL MSD Figura 2.13: MWh offerti da Ediso S.P.A su UP NOE 1 il 17/01/2010 Il grafico ad istogramma 2.14 mostra i prezzi offerti: Figura 2.14: Prezzi offerti da Edison S.P.A su UP NOCE 1 il 17/01/ Offerta Edison 2011 In quest ultimo esempio si analizza ancora una volta un offerta posta da Edison in un giorno e orario arbitrario. E stata scelta l unità produzione UP LEVANTE 3 nel giorno 21/10/2011 alle ore 5. Questo esempio mette in evidenza una delle novità che sono state introdotte con il 2011: offerta in Accensione (AC OFF). 55

57 2.6. OFFERTE MSD Figura 2.15: Offerta Edison su UP LEVANTE 3 il 21/10/2011 alle ore 5 Edison presenta offerte per: offerta di Minimo in Accensione e Spegnimento (AS OFF, AS BID); offerta per Riserva Secondaria a salire e scendere (RS OFF; RS BID); offerta di Accensione il cui prezzo è in Euro; offerta per Altri Servizi a salire e scendere (GR1, GR2, GR3). In questo caso è presente una colonna aggiuntiva, che riguarda le modifiche introdotte dal Gestore. Tutte le offerte sono rifiutate. Per quanto riguarda l offerta di Accensione, come si può vedere nella figura 2.15, il prezzo è molto alto confrontato con gli altri valori; tale differenza è presente poichè il prezzo presentato è in Euro anzichè e/mwh. Quindi, la remunerazione o l esborso monetario, per le altre tipologie di offerta, dipende dal livello di immissione o prelievo nella/dalla rete che viene accettato nella relativa sessione del MSD, mentre per l offerta di accensione, la remunerazionè è indipendente dal livello di produzione, ma è pari al valore presentato. 2.6 Offerte MSD Con riferimento alle novità introdotte nel 2011 i paragrafi successivi illustrano le regole e i vincoli a cui ogni UdD, che presenta offerte nel Mercato per il Servizio di Dispacciamento, deve attenersi. Se questo non avviene il Gestore si riserva il diritto di modificare le offerte come descritto nel paragrafo Contenuto offerte nella fase di programmazione Per ciascuna UP e periodo orario le offerte devono essere costituite da: 56

58 2.6. OFFERTE MSD 1 prezzo (e/mwh) per RS in vendita e 1 prezzo (e/mwh) per RS in acquisto, qualora l unità di produzione sia abilitata alla fornitura di tale servizio; almeno 1 fino 3 coppie per le offerte in Altri Servizi (e/mwh) relativi ad incrementi dell immissione, cioè offerte in vendita, o relativi a decrementi in immissione, cioè offerte in acquisto; 1 prezzo (e/mwh) per l offerta di minimo in accensione o spegnimento, sempre qualora l UP sia abilitata a tale servizio; 1 prezzo (e) per l offerta di Accensione qualora l UP sia abilitata a tale servizio. Nell immagine 2.16 è visualizzato un esempio di offerta presentata sul MSD ex-ante per A2A nella zona geografica Nord. In questo esempio si vede come per ogni tipologia di offerta, sia in aquisto che in vendita, ci sia solo un prezzo offerto. In questo caso le offerte sono tutte rifiutate. Figura 2.16: Esempio Offerta per A2A Trading S.r.l per UP CASSANO 1 nella giornata del 6/10/2012 alle ore Vincoli di offerta per la fase di programmazione Gli UdD nella presentazione delle offerte sono tenuti a rispettare oppurtuni vincoli. Qualora questo non avvenga il Gestore si riserva il diritto di modificare opportunamente le offerte presentate. All interno delle offerte pubbliche analizzate tali modifiche sono inserite in due campi: ADJ QUANTITY NO campo nel quale sono presenti le modifiche che Terna attua alle offerte sulla quantità (MWh); ADJ ENERGY PRICE NO campo nel quale Terna modifica i prezzi che non rispettano i vincoli o le regole di presentazione delle offerte. 57

59 2.6. OFFERTE MSD Gli UdD hanno l obbligo di presentare offerte con prezzo e quantità che siano non negativi (ad eccezione dell offerta di spegnimento). La curva di costo deve rispettare il vincolo di convessità. Per comprendere meglio tale concetto si fa riferimento alla figura Figura 2.17: Curva di Costo Convessa Per P MI si intende l esito del MI preso come riferimento per la presentazione delle offerte a salire o scendere su MSD ex-ante. L operatore è tenuto alla presentazione di offerte che rispettino questa curva: il prezzo di Minimo in accensione (cioè il primo istogramma a destra dell esito del MI) deve essere inferiore al minor prezzo di vendita. Se questo non avviene il prezzo di Minimo viene modificato e posto pari al più basso prezzo di Vendita per Altri Servizi, come mostrato in figura

60 2.6. OFFERTE MSD Figura 2.18: Esempio Offerta non Corretta il maggior prezzo di Acquisto (cioè quello che rispetto all esito del MI indica una riduzione della produzione dell UP e che nella figura è indicata dagli istogrammi a sinistra dell esito del MI) deve essere inferiore al minor prezzo di Vendita (cioè alla disponibilità dell UP di aumentare la propria produzione che nella figura 2.17 è rappresentata dagli istogrammi a destra rispetto l esito del MI). Se questo non avviene il prezzo di Acquisto viene modificato e posto pari al più basso prezzo di Vendita, separatamente per offerte in RS e per Altri Servizi, come mostrato in figura

61 2.6. OFFERTE MSD Figura 2.19: Esempio Offerta non Corretta il prezzo di Spegnimento (cioè il primo istogramma) deve essere inferiore al minor prezzo di Acquisto. Se questo vincolo non è rispettato il prezzo è posto pari al più basso prezzo per Altri Servizi in Acquisto, come mostrato in figura 2.20 Figura 2.20: Esempio Offerta non Corretta in Spegnimento 60

62 2.6. OFFERTE MSD il prezzo di spegnimento deve essere non inferiore al cap 13 di spegnimento definito dall AEEG; il prezzo di accensione non può assumere valore superiore ad un cap di accensione stabilito dall AEEG pari al prodotto tra la potenza minima, dichiarata nel RUP, il prezzo unitario 14 ed un numero di ore massimo fissato dall Autorità Contenuto delle Offerte in fase di bilanciamento in tempo reale Per il mercato di bilanciamento gli UdD sono tenuti a presentare le offerte seguendo le stesse regole definite nel paragrafo per la fase di programmazione, con la sola eccezione delle offerte per Altri Servizi dove è possibile presentare da 1 a 4 coppie di quantità e prezzo Vincoli di offerta per la fase di bilanciamento in tempo reale Anche sul MB la curva di offerta deve rispettare il vincolo di convessità: i prezzi delle offerte in vendita devono essere superiori ai prezzi delle offerte in acquisto, mantendo separate le offerte di RS e AS; il prezzo dell offerta di Minimo (Spegnimento) deve essere inferiore al prezzo di ciascuna offerta in vendita (acquisto) per AS. Con riferimento alle offerte presentate nella fase di programmazione, le quantità accettate e riservate su MSD ex-ante, possono essere ripresentate su MB solo in termini non peggiorativi: il prezzo di accensione deve essere non superiore al prezzo corrispondente presentato nelle fasi precedenti; il prezzo per l offerta di Minimo in Accensione (offerta a salire) deve essere non superiore allo stesso prezzo presentato su MSD ex-ante; il prezzo per l offerta di Minimo in Spegnimento (offerta a scendere) per AS deve essere non inferiore allo stesso prezzo valido ai fini della fase di programmazione. 13 valore soglia stabilito dall AEEG, in assenza di un provvedimento specifico il valore soglia è da intendersi pari a zero. 14 prezzo calcolato come valore medio del prezzo valido delle offerte di minimo storicamente presentate appartenenti ad un medesimo sottotipo di tecnologia 15 diversamente dal MSD ex-ante dove le coppie quantità-prezzo sono tre 61

63 2.6. OFFERTE MSD Altri Vincoli di offerta Offerta Accensione Nel 2011 è stata introdotta la possibilità di presentazione dell offerta di Accensione. Tuttavia nel caso in cui una UP non abilitata a tale offerta, presenti ugualmente un offerta di accensione, il GME non prende in carico tale offerta. Per le offerte in Accensione presentate da UP abilitate vengono effettuati opportuni controlli: l offerta dovrà essere uguale in tutte le ore. Nel caso in cui siano presentati prezzi diversi, tali prezzi vengono modificati e posti pari al minor valore; il minimo prezzo offerto deve essere inferiore al cap di accensione (come spiegato nel paragrafo 2.6); nel caso in cui questo non sia rispettato, il prezzo è corretto; l offerta di accensione può essere ripresentata sul MB solo in termini migliorativi, cioè a prezzo di vendita inferiore, nel caso fosse superiore, il prezzo viene modificato e posto pari al valore definito preliminarmente in fase di programmazione Vincoli di offerta per le unità essenziali Nel paragrafo sono stati definiti gli impianti Essenziali. Tali impianti, come già spiegato, sono soggetti a una specifica disciplina, che impone un prezzo massimo di presentazione delle offerte pari ai costi variabili, per evitare che gli operatori titolari delle rispettive UP sfruttino la propria posizione centrale. In particolare: con riferimento alla fase di programmazione, e alla riserva secondaria, l UdD indica alla presentazione dell offerta con quali unità intende dare esecuzione ai vincoli di offerta, indicando un prezzo, sia in vendita che in acquisto, pari al costo variabile dell impianto a cui appartiene l UP; con riferimento alla riserva terziaria si applicano i vincoli nel caso in cui risulti positiva la differenza tra la capacità essenziale di riserva terziaria di sostituzione dell UdD e la somma dei programmi aggiornati cumulati delle unità di produzione degli UdD. Tali vincoli si applicano per UP termoelettriche. L UdD nell offerta indica con quali unità intende eseguire gli obblighi. Sempre com riferimento alla riserva terziaria, però focalizzando l attenzione sulla riserva terziaria pronta, l UdD è tenuta alla presentazione di una quantità massima totale per Altri Servizi almeno pari alla capacità essenziale di riserva pronta. Il prezzo deve essere pari al costo variabile dell impianto di produzione di cui l UP fa parte. Nell offerta, l UdD indica con quali unità intende dare esecuzione ai vincoli. 62

64 2.6. OFFERTE MSD le quantità presentate nella fase di bilanciamento devono essere superiori alle quatità valide ai fini della fase di programmazione, al netto dei valori accettati. Se questo non avviene, il Gestore interviene mdificando le quantità offerte e ponendole pari al valore valido nella fase di programmazione. Il Gestore, successivamente agli esiti del MSD, verifica che le offerte presentate siano pari al costo variabile riconosciuto per le unità medesime Vincolo di permanenza in servizio e in assetto L MSD ex-ante si suddivide in tre sottofasi. Le unità di produzione attive nella prima sottofase di programmazione sono soggette al vincolo di permanenza in servizio di 12 ore, e al vincolo di permanenza in assetto di 4 ore. La figura 2.21 mostra due esempi di unità attive nella prima sottofase. Nell esempio l unità di produzione risulta spenta in esito al MI. Sul MSD lavora alla potenza minima dopo che è stata accettata un offerta in Accensione. Una volta accesa deve rispettare il vincolo di permanenza in servizio di almeno 12 ore. Passato tale periodo temporale l unità di produzione viene spenta per 4 ore e poi riaccesa. Nell esempio 2 è mostrato il vincolo di permanenza in assetto: l UP può rimanere spenta per 4 ore poi deve essere riaccesa. Il riferimento di partenza è sempre il MI. In entrambi i casi, come già spiegato nel paragrafo 2.5.1, si parla di Gettone di remunerazione poichè le offerte in Accensione vengono remunerate ad un valore fisso che non dipende dall energia erogata. Tali vincoli sono validi per UP termoelettriche non Turbine a Gas. Figura 2.21: Vincoli MSD ex-ante: Prima sottofase della fase di programmazione 63

65 2.6. OFFERTE MSD Vincolo di rampa Vincolo valido sul MSD ex-ante. Il tempo massimo di rampa è un dato tecnico presente nel RUP, ed è caratteristico delle unità di produzione termoelettriche non a Turbina a Gas. Figura 2.22: Tempo massimo di rampa Indivisibilità Offerta Le offerte di Minimo e Spegnimento, quindi la quantità da zero sino al minor valore tra la potenza minima e il programma aggiornato cumulato si intendono indivisibili: per UP, periodo orario e operatore è consentito presentare solo una coppia prezzo-quantità. Quindi, non è possibile frazionare l offerta su ulteriori livelli di prezzo e quantità Verifica dei vincoli di offerta Un offerta multipla che contiene un offerta semplice che non soddisfa un vincolo di offerta potrebbe: 1. non essere presa in carico; 2. essere presa in carico. In questo caso l offerta è modificata opportunamente al fine del soddisfacimento dei vincoli. In entrambi i casi gli UdD ricevono notifica di quanto è stato fatto. Nel caso in cui l offerta sia stata modificata, gli utenti ricevono la notifica tramite il portale del GME. Nel caso in cui sia il Gestore a modificare direttamente le offerte gli UdD ricevono notifica tramite: la Piattaforma offerte con riferimento alle offerte valide sul MSD ex-ante; il Portale sicuro di Terna (GDR) con riferimento alle offerte valide su MB. Nelle offerte pubbliche scaricate dal sito del GME le modifiche alle offerte sono presenti, come già spiegato, nei campi: ADJ QUANTITY NO; ADJ ENERGY NO. 64

66 2.6. OFFERTE MSD Variazioni introdotte sulle offerte che non rispettano i vincoli In quest ultimo paragrafo si riassume il processo di validazione delle offerte presentate su MSD: i prezzi offerti devono essere positivi ad eccezione del prezzo di spegnimento. Nell analisi dei dati sono stati trovati valori negativi soltanto per l anno In figura 2.23 è riportato un esempio di situazione in cui questo si verifica; Figura 2.23: Prezzi Negativi per l offerta di Minimo in Spegnimento le offerte per riserva secondaria, minimo in spegnimento o accensione, e le offerte per altri servizi devono essere presentate per le UP abilitate altrimenti non saranno prese in carico; nell analisi del database è presente il campo STATUS CD che identifica lo stato di una offerta. In questo campo sono presenti le diciture che identificano se un offerta è stata accettata (ACC), rifiutata (REJ), sostituita (REP), sottomessa (SUB) o revocata (REV). Questo campo è importante sopratutto per la fase di programmazione perchè nel bilanciamento in tempo reale tutte le offerte sono accettate. Le offerte identificate con REP, REV e SUB sono quelle che non vengono considerate nella risoluzione del mercato. Non è stato trovato alcun documento pubblico in cui è spiegata la differenza tra queste tipologie di offerta. Attraverso l analisi delle offerte pubbliche 16 è stato possibile riscontrare che: SUB: Nell anno 2010 sono presenti offerte con questa dicitura solo per due operatori: Edison Trading S.p.A e Iren Mercato S.p.A. nella giornata del 28 Ottobre. Si tratta di offerte per altri servizi e RS per le quali vengono offerti 0 MWh a 0 e/mwh, come mostrato in figura Nel 2011 il numero di operatori che presentano offerte considerate da Terna come sottomesse 16 File xml scaricati dal sito del GME relativi agli anni: 2010, 2011, 2012 e

67 2.6. OFFERTE MSD Figura 2.25: Offerta in Accensione SUB aumenta significativamente, infatti passa da 2 A 31. In questo caso sono tutte offerte di Accensione. L aumento del numero di offerte considerate SUB potrebbe essere legato alla novità introdotta nel 2011 di presentazione dell offerta di accensione. In figura 2.25 è presente un esempio per l anno 2011 di offerte in accensione considerate sottomesse. Anche per gli anni successivi le offerte sottomesse sono solo quelle in Accensione. Queste offerte non rientrano nella risoluzione del Mercato, tuttavia sono presenti le modifiche effettuate da Terna sul prezzo presentato all interno del campo ADJ ENERGY PRICE NO. Figura 2.24: Edison S.p.A. offerta in SUB REV: Nel 2010 sono presenti offerte con questa dicitura per due operatori: Aceaelectrabel Trading S.p.A ed Egl Italia S.p.A.. Tra le offerte revocate sono presenti tutte le tipologie di offerta, tranne le offerte in Accensione. Nel 2011 sono comprese anche le offerte in Accensione.Vengono revocate solo offerte di Egl Italia S.p.A.. Nel 2012 non sono presenti offerte revocate per 66

68 2.6. OFFERTE MSD nessun operatore. Nel 2013 vengono revocate offerte in RS, AC e AS 17 per tre operatori: Enel S.p.A, ERG S.p.A e GDF Suez Energia Italia S.p.A.. In tutti i casi Terna modifica il prezzo proposto dall operatore ponendolo pari a 0 e/mwh, come mostrato in figura Figura 2.26: Esempio offerta in Revoca REP: Nel 2013 sono presenti offerte in sostituzione solo per Enel S.p.A nei giorni 29 Gennaio e 21 Febbraio. NEL 2010 l offerta in accensione non è mai presente con tale dicitura. In tutti gli anni il prezzo è modificato e posto pari a 0 e/mwh. In figura 2.27 è presentato un esempio di offerte che vengono identificate dal Gestore come sostituite. Il prezzo è posto in tutti i casi pari a 0 e/mwh, tranne per l offerta di accensione dove il campo di modifica è vuoto. Figura 2.27: Esempio offerta sostituita REP Trattandosi di offerte per le quali viene modificato il prezzo presentato dall operatore, si può supporre siano offerte non idonee nonostante le modifiche introdotte dal Gestore. 17 Altri servizi. 67

69 2.6. OFFERTE MSD ciascuna UP deve presentare almeno un offerta per Altri Servizi sia a salire che scendere; le offerte per le unità essenziali possono essere rispresentate sul MB solo in termini migliorativi 18 al netto delle quantità accettate sul MSD ex-ante. Per ciascuna offerta che non soddisfa il vincolo la quantià è post pari al valore posto nella fase di programmazione, qualora inferiore; le offerte riservate su MSD ex-ante possono essere ripresentate sul MB soltanto in termini migliorativi. Per le offerte che non soddisfano tali vincoli il prezzo e la quantità sono posti pari a quelli del MSD ex-ante, se inferiore; le offerte riservate cui corrispondono vincoli di offerta sul MB possono essere ripresentate nelle successive sessione solo in termini non peggiorativi. Per le offerte che non soddisfano tali vincoli il prezzo e quanità sono posti pari a quelli della sessione di programmazione; le offerte di minimo in acquisto e spegnimento, riserva secondaria e altri servizi devono rispettare il vincolo di convessità. Se questo non avviene le offerte vengono modificate come spiegato nel paragrafo ; le offerte di minimo in spegnimento e accensione devono rispetta il valore soglia pari al cap. la quantità per riserva secondaria proposta dalle UPA deve essere pari alla semibanda massima dell unità. la quantità complessivamente offerta a salire per altri servizi deve essere pari alla capacità disponibile in vendita tra la potenza minima e massima. Se questo vincolo non è soddisfatto si definisce cap = max(0; P otenzam assima) (2.4) dove PotenzaMassima = max(programa in esito al mercato dell energia; potenza minima); Se la quantità totale offerta in vendita è maggiore del cap le quantità vengono diminuite fino a soddisfare l uguaglianza procedendo secondo ordine di prezzo decrescente. Se la quantità totale offerta in vendita è minore del cap, la quantità valida a prezzo più alto viene aumentata fino a soddisfare l uguaglianza. 18 Termini migliorativi stabiliti lato Gestore: sul MB non si possono presentare offerte di vendita (offerte che remunerano l operatore) a prezzo più alto di quello presentato nella fase di programmazione; per le offerte di acquisto (offerte che remunerano il Gestore) non si possono presentare prezzi minori rispetto quelli presenti nel MSD ex-ante. 68

70 2.7. DETERMINAZIONE DELLE QUANTITÀ VALIDE la quantità complessivamente offerta in acquisto per altri servizi deve essere pari alla capacità disponibile in acquisto. Se questo vincolo non è soddisfatto si definisce cap = max(0; P rogrammainesitom ercatoenergia) (2.5) dove ProgrammaInEsitoMercatoEnergia = min(potenza minima; programa in esito al mercato dell energia); Se la quantità totale offerta in acquisto è maggiore del cap le quantità, ad eccezione dell offerta di spegnimento, vengono diminuite fino a soddisfare l uguaglianza. Se la quantità totale offerta in acquisto è minore del cap, la quantità valida a prezzo più alto viene aumentata della differenza tra il programma in esito dal mercato dell energia e la potenza massima fino a soddisfare l uguaglianza. La quantità a prezzo più basso viene aumentata fino a soddisfare l uguaglianza, al netto delle modifiche introdotte all offerta a prezzo più alto. nel MB, come nel MSD ex-ante, le quantià complessivamente offerte per altri servizi a salire e scendere, devono soddisfare il vincolo imposto dalla soglia limite o cap. Con la differenza che le quantità devono essere considerate al netto di quelle accettate nella fase di programmazione, quindi il riferimento considerato non sarà più l esito del mercato dell energia ma l esito del MSD ex-ante. l offerta di accensione deve essere presentata per le UP abilitate altrimenti non è presa in carico; il prezzo offerto in accensione deve essere uguale in tutte le ore della giornata, altrimenti viene posto pari al valore più basso; il prezzo offerto in accensione sul MB deve essere inferiore rispetto quello proposto sul MSD ex-ante o a sessioni precedenti del MB. 2.7 Determinazione delle quantità valide Per tutte le sottofasi della fase di programmazione la determinazione delle quantità deve essere continuamente aggiornata sulla base delle informazioni contenute nel RUP. Nel caso si verifichino delle variazioni delle condizioni di funzionamento degli impianti di cui le unità di produzione fanno parte, ad esempio con una riduzione della potenza massima, tale variazione deve essere registrata all interno del RUP, e si dovranno variare opportunamente i valori delle quantità valide ai fini della fase di programmazione. L MSD ex-ante è un mercato che non lavora in tempo reale, quindi è importante far riferimento ai valori aggiornati dei dati tecnici presenti nel RUP. 69

71 2.7. DETERMINAZIONE DELLE QUANTITÀ VALIDE Variazioni della potenza massima e minima Nel caso ci siano variazioni della potenza massima o minima di un unità di produzione, facendo riferimento al RUP aggiornato, è possibile modificare le quantità valide effettuando lo stretching o cutting delle quantià: lo stretching è applicato nel caso di aumento della potenza massima o minima, mantenendo invariati i gradini delle altre offerte; il cutting si applica in caso di riduzione della potenza massima o minima. Anch esso è applicato mantendendo invariate le altre offerte. Per comprendere meglio, si fa riferimento alla figura 2.28 caratterizzata da variazioni della potenza massima. In questo caso si andrà a modificare l offerta a prezzo più alto. Nel caso di riduzione della potenza minima, come mostrato in figura 2.29, si modificherà soltanto l offerta marginale, cioè quella a prezzo minore. Figura 2.28: Stretching e Cutting delle quantità 70

72 2.7. DETERMINAZIONE DELLE QUANTITÀ VALIDE Figura 2.29: Stretching della quantità-potenza minima In figura 2.29 è mostrato anche un altro caso particolare: si ha una riduzione della potenza minima e contemporaneamente una riduzione della potenza massima, al di sotto dell esito della sessione precedente del MI. In questo caso si andranno a modificare sia l offerta marginale che quella a prezzo più alto Quantità accettate su MSD ex-ante Le offerte presentate su MSD ex-ante sono riferite all ultima sessione del MI. L esito del MSD definisce le quantità accettate nella fase di programmazione. La figura 2.30 mostra le quantità accettate per la prima sottofase del MSD ex-ante, riferita all esito del MI2, e i valori delle quantità accettate per una sottofase successiva alla prima. In questo caso cambia il riferimento, che non sarà più il MI2 ma il MI3. L offerta dovrà essere adeguata sul nuovo riferimento come mostrato in figura Si effettua lo stretching delle quantità. Figura 2.30: Offerta MSD ex-ante 71

73 2.8. REMUNERAZIONE Quantità accettata su MB Come già spiegato nel paragrafo il nuovo riferimento del MB è costituito dall esito del MSD, e non più dall esito del MI. Anche in questo caso si può parlare di stretching o cutting delle quantità. Nell esempio seguente si analizza il caso in cui sia accettata nel MSD un offerta a scendere rispetto l esito del MI. Sul MB si prenderà come riferimento l esito del MSD. Quindi, rispetto il MI, si effettua lo stretching come mostrato nella figura 2.31: Figura 2.31: MB 2.8 Remunerazione Il MSD è un mercato di tipo Pay as Bid in cui le offerte sono accettate al prezzo offerto. Questo è sempre vero nel caso del MSD ex-ante mentre possono esserci dei casi particolari nel MB. Inizialmente, quando sono stati analizzati i dati del MB attraverso il database creato con Qlikview, come spiegato nel capitolo 4, non si è notata differenza tra i prezzi presentati e offerti. Tali valori sono contenuti nei campi: ENERGY PRICE NO o ADJ ENERGY PRICE NO nel caso dei prezzi offerti; AWARDED PRICE NO nel caso dei prezzi accettati. Nel database relativo alla fase di programmazione i valori offerti conicidono sempre ai valori accettati (a meno di modifiche introdotte da Terna nel caso di vincoli non soddisfatti). Questo risulta sempre vero e confermato dalle regole di dispacciamento. Anche nel caso del MB i valori risultavano sempre uguali. Questo, però, non corrispondeva alle regole di dispacciamento. Attraverso un analisi più dettagliata si è scoperta la presenza di un campo aggiuntivo (non presente nel MSD ex-ante o MGP/MI) denominato BAType. All interno di questo campo sono presenti le voci: Netting; 72

74 2.8. REMUNERAZIONE Revoca; Norevoca. Sono queste diciture che identificano i casi particolati in cui, sul bilanciamento in tempo reale, la remunerazione non è di tipo Pay as Bid. Si tratta di un campo stringa che non contiene il vero valore del prezzo accettato. Dunque si può considerare il campo AWARDED PRICE NO come fonte di errore nei casi particolari di offerte in revoca o netting Remunerazione offerte per Altri Servizi su MB Su MSD ex-ante le offerte sono accettate con regola Pay as Bid. Ipotizzando di accettare sul MSd ex-ante un offerta per altri servizi, ad esempio a scendere sotto l esito del MI, l UdD paga a Terna il relativo prezzo a scendere. Iptizzando che per la stessa UP nel bilanciamento in tempo reale sia accettata un offerta a salire sempre per Altri Servizi, tale offerta sarà remunerata al prezzo offerto. Quindi sarà Terna che pagherà all operatore il relativo prezzo a salire. In questo caso si parla di offerta per Altri Servizi su MB a salire di Norevoca. Quindi nel caso di offerte di non revoca o netting la remunerazione rimane del tipo pay as bid. Il MB fa riferimento all esito del MSD ex-ante, quindi rispetto al MI ci sarà uno stretching della quantità. La figura seguente mostra un esempio: Figura 2.32: MB: offerta altri servizi A seguito dell esito del MSD ex-ante è definito il programma vincolante in potenza (PV). Questo è riferito alla fase di programmazione che avviene in anticipo rispetto la reale immissione o prelievo di energia elettrica nella/dalla rete. Tra l MSD ex-ante e il MB possono avvennire dei cambiamenti sullo stato di funzionamento delle UP. Tali cambiamenti vengono aggiornati all interno del RUP dinamico. Quindi sul MB, basato 73

75 2.8. REMUNERAZIONE sull esito della fase di programmazione, bisogna far riferimento agli aggiornamenti avvenuti rispetto il programma vincolante precedentemente definito. Si parla di programma vincolante tecnicamente congruo P V T C. Riprendendo l esempio della figura 2.32, nel caso in cui ci sia un aggiornamento del PV in riduzione, si effettua lo stretching delle quantità rispetto l esito del MSD exante (PMSD). Sul MB è accettata un offerta di vendita, quindi l UdD è remunerata dal Gestore. Effettuando lo stretching Terna remunera UdD di una parte aggiuntiva al minimo prezzo per Altri Servizi in vendita. Per PVM si intende il programma vincolante modificato a seguito del bilanciamento in tempo reale. Figura 2.33: MB: offerta altri sevizi aggiornata Remunerazione offerta di Revoca Quantità e prezzo medio di Revoca Un offerta accettata sul MB potrebbe essere in Revoca rispetto un offerta accettata sul MSD ex-ante. Si tratta di un particolare caso in cui per la stessa unità di produzione è accettata un offerta in verso opposto 19 e per scopi differenti nella fase di programmazione e in tempo reale. Per ciascuna UPA e periodo rilevante la quantità complessivamente accettata in Revoca, Q + EXP REV Q EXP REV, di una quantità complessivamente accettata in fase di programmzione, Q EXA REV Q + EXA REV, è calcolata come: dove: Q + EXA REV = Q EXP REV = min( [P MSD P MI ] + ; Q ACC 4 ) (2.6) Q EXA REV = Q + EXP REV = min( [P MSD P MI ] ; Q ACC 4 ) (2.7) 19 ad esempio: è accettata nel MSD ex ante un offerta a scendere e nel MB un offerta a salire 74

76 2.8. REMUNERAZIONE Q + EXP REV Q EXP REV sono le quantità accettate in revoca in vendita e acquisto nel MB delle quantità accettate in acquisto e vendita sul MSD ex-ante Q EXA REV Q + EXA REV ; P MSD, P MI sono gli esiti del MSD ex-ante e MI mediati di un fattore 1 4. Determinata la quantità accettata in revoca è possibile calcolare la quota revocata q MSD+ rev(k) (q MSD rev(k) ) di ciascuna offerta k in vendita o per Minimo (acquisto o Spegnimento) accettata nella fase di programmazione q + MSD (k) (q+ MSD (k)): q MSD+ rev (k) = con k > k p + k p + k q MSD rev (k) = [ ( ) min Q + EXA REV ; 1 k 1 q + MSD 4 (k ) 1 k 1 + q + MSD )] 4 (k (2.8) e k =1 k =1 [ ( ) min Q EXA REV ; 1 k 1 q MSD 4 (k ) 1 k 1 + q MSD )] 4 (k (2.9) k =1 k =1 con k > k p k p k Il prezzo medio di revoca in vendita, P + EXA REV, e in acquisto, P EXA REV (k), è pari alla media dei prezzi validi nella fase di programmazione p + k, p k pesata sulle quantità revocate: P + ExaRev (K) = k qmsd+ revocata(k)p + k (2.10) P ExaRev (K) = k qmsd+ revocata(k) k qmsd revocata(k)p k k qmsd revocata(k) (2.11) Remunerazione offerta di Revoca in Riserva Secondaria Prima di passare alla spiegazione di un azione di revoca in RS, è necessario comprendere cosa si intende per programma vincolante modificato e corretto (PVMC). Il PVMC sul MB esprime la correzione del programma vincolante modificato 20 per effetto dell utilizzo della riserva secondaria. il PVMC è espresso come una correzione di tipo additivo del PVM: P V MC(T ) = P V M(T ) + 2SB (L 50%) (T ) 100% min [ SB MSDexante (T ); SBk RUP (T ) ] (a) SB (T ) = min [ SB MSDexante (T ); SB RUP k RUP dinamico (T ); SBk (T ) ] (b) (2.12) 20 il PVM(T) ad un tempo T è calcolato tenendo conto del programma vincolante in potenza PV(T) e degli ordini di dispacciamento 75

77 min [ SB RUP RUP dinamico SB k (T ); SBk (T ) ] (c) (T ) = 0 (d) 2.8. REMUNERAZIONE dove: PVM(T) è il programma vincolante modificato al tempo T; L(%) è il livello del regolatore frequenza/potenza centralizzato comunicato all unità di produzione; SB MSDexante (T ) semibanda di riserva secondaria in esito al MSD ex-ante; SBk RUP (T ) semibanda di riserva secondaria dichiarata nel RUP relativa alla fascia di funzionamento k; RUP dinamico SBk (T ) semibanda di riserva secondaria dichiarata nel RUP dinamico alla fascia di funzionamento k; SB (T ) caso (a) definizione valida nel caso di messaggio relativo alla riserva secondaria del tipo A programma ; SB*(T) caso (b) definizione valida nel caso di messaggio del tipo Inserimento con SB MSDexante diverso da zero; SB*(T) caso (c) definizione valida nel caso di messaggio del tipo Inserimento con SB MSDexante pari a zero; SB*(T) caso (d) nel caso di messaggio del tipo sospensione. Ipotizzando di lavorare con una UP, a cui nel MSD ex-ante è stata accettata un offerta a scendere per Altri Servizi, e nel MB è stata accettata un offerta a salire per Riserva Secondaria, si parlerà di azione di Revoca. Nel caso in cui le offerte fossero state accettate allo stesso scopo, esempio Altri Servizi, tale azione non comporterebbe nessun effetto economico. In questo caso, invece, i diversi scopi hanno diversi prezzi e le offerte sono accettate sulla stessa UP e periodo rilevante. Dunque l offerta è remunerata al differenziale dei prezzi e riguarda le quantità accettate tra l esito del MSD ex-ante, preso come riferimento, e il PVMC, come mostrato in figura 2.34: 76

78 2.8. REMUNERAZIONE Figura 2.34: Revoca Il differenziale dei prezzi è calcolato come segue: p RS REV = [ P EXA REV + ( p + RS Max(p+ MB ))] (2.13) p + RS REV = [ P + EXA REV ( p RS + Min(p MB ))] (2.14) dove: p + RS e p RS è il prezzo valido per RS in vendita e acquisto; Max(p + MB ) e Min(p MB ) è il massimo e minimo prezzo valido per Altri Servizi in Vendita e Acquisto. Nei file xml delle offerte pubbliche non è indicato l esito di tali calcoli, quindi il valore di prezzo indicato non corrisponde alla reale remunerazione dell UdD Remunerazione offerta di Netting L azione di Netting si riferisce ad offerte sulla stessa UP, che avvengono nello stesso quarto d ora, in verso opposto. Si tratta di azioni richieste o tramite il regolatore secondario o tramite ordini di dispacciamento. Differisce dalla Revoca poichè la richiesta a scendere, per AS, e a salire, per RS, avviene direttamente sul MB senza passare dal MSD ex-ante. Anche in questo caso, se le offerte avessero lo stesso scopo, non ci sarebbe alcun effetto economico. La quantità di Netting viene remunerata al prezzo di netting. Il prezzo in vendita è pari a: p + RSnetting = ( p + RS max(p+ MB )) (2.15) dove: max(p + MB ) è il massimo prezzo per Altri Servizi in vendita per periodo rilevante; p + RS è il prezzo per Riserva Secondaria in vendita. 77

79 2.8. REMUNERAZIONE p RSnetting = ( p RS + min(p MB )) (2.16) dove: min(p MB ) è il minimo prezzo per Altri Servizi in acquisto per periodo rilevante; p RSè il prezzo per Riserva Secondaria in acquisto. La figura seguente mostra un esempio di Netting: Figura 2.35: Netting Si considera una UP attiva sul MB a cui è richiesto contemporaneamente di aumentare e ridurre la propria produzione. I motivi che portano a tale richiesta sono legati a scopi differenti. L operatore nella presentazione di tali offerte ha proposto prezzi e quantità diversi a seconda dello scopo. L esito di riferimento sul MB è il PMSD, sotto ipotesi che non ci siano variazioni delle condizioni di funzionamento dell unità di produzione. L esempio mette in evidenza come il prezzo di Netting sia applicato solo alla quantità di netting, dove si verifica la richiesta contemporanea a salire e scendere. Per le altre quantità la remunerazione avviene attraverso pay as bid. Anche per il Netting il prezzo accettato presente nei file xml non rispecchia la reale remunerazione dell UdD Remunerazione offerta di Accensione L offerta di Accensione è valorizzata successivamente alla chiusura del Mercato di Bilanciamento. Per ciascun giorno di riferimento e per ciascuna UP, l offerta è remunerata secondo l equazione dove: remunerazione = G [ Sq 78 q max(s MI2 q ; Sq MI3 ; Sq MI4 ] + (2.17)

80 2.8. REMUNERAZIONE G indica il Gettone di accensione per il giorno di riferimento; q indica l indice del periodo rilevante del giorno di riferimento; S q identifica numero di avviamenti dell UP nel periodo rilevante q in esito al MB o MI. L unità di produzione è remunerata alla differenza tra il numero di avviamenti richiesti da Terna e il numero di avviamenti programmati sul Mercato Infragiornaliero. Nella figura 2.36 è mostrato un esempio: Figura 2.36: RemunerazioneAccensione Nel primo caso l UP è avviata una sola volta nel MI e due volte nel MSD. L offerta di Accensione è remunerata da Terna agli UdD. La remunerazione è pari al Gettone di avviamento. Nel secondo caso l unità di produzione è avviata una sola volta da Terna sul MSD mentre è stata avviata due volte su MI. Sul MSD si evita il costo del secondo avviamento. L equazione 2.17 da un valore negativo. Dunque il Gestore non remunera l UdD. 79

81 Capitolo 3 Monitoraggio del Mercato Elettrico 3.1 Introduzione L attività di monitoraggio del Mercato Elettrico Italiano è svolta dal GME in collaborazione con l AEEG secondo i termini e le modalità previste nella delibera ARG/elt 115/08 dell AEEG recante il Testo Integrato del Monitoraggio del Mercato (TIMM), successivamente modificata ed integrata dalle delibere ARG/elt 60/09 ed ARG/elt 50/10. Il TIMM, dunque, è il testo di riferimento recante tutte le disposizioni sul monitoraggio del mercato elettrico ad opera del GME, che nello specifico: realizza e gestisce un datawarehouse che integra i dati del mercato elettrico con i dati dei principali mercati dell energia europei e dei diversi mercati a termine dell energia ( fisici e finanziari, regolati e OTC); realizza indicatori di monitoraggio e sviluppa delle simulazioni di tipo what if per valutare l impatto nel mercato di azioni diverse intraprese dagli operatori; raccoglie informazioni sul prezzo dell energia nei contratti a termine presso gli operatori e informazioni sulla loro capacità di generazione; raccoglie presso gli operatori, mediante una piattaforma dati esterni (PDE), dati relativi ai contratti a termine sul prezzo dell energia e sulla capacità di generazione; effettua il monitoraggio lavorando su un apposita unità di monitoraggio. Tutto ciò consente un inquadramento sull andamento dei mercati elettrici necessario in vista della crescente interazione dei mercati europei, dei mercati dell elettricità e del gas, dei mercati fisici e finanziari, dei mercati spot e a termine. Tale inquadramento è reso possibile grazie alla liberalizzazione del mercato elettrico 1 e alla possibilità di poter 1 Liberalizzazione nata dall esigenza di creare un mercato competitivo caratterizzato da massima efficienza e trasparenza. Obiettivi perseguibili solo in un contesto in cui le informazioni sono pubbliche. 80

82 3.2. RELAZIONE ANNUALE 2010 accedere ai dati delle offerte pubbliche. Tale possibilità risulta utile anche per contrastare eventuali posizioni dominanti da parte degli operatori, ancora presenti nonostante la liberalizzazione del mercato. Tuttavia, la comprensione delle offerte pubbliche risulta particolarmente complessa anche in relazione alle regole dei singoli mercati. Questo lavoro di tesi, dunque, consiste nel fornire una proposta di analisi dati dei valori resi pubblici dal GME, unitamente alla spiegazione dettagliata delle regole di mercato, nello specifico del Mercato per il Servizio di Dispacciamento, fornita nel capitolo precedente. 3.2 Relazione annuale 2010 Come risulta dalla relazione annuale relativa all anno 2010 [6], disponibile sul sito internet del GME, l anno 2010, rispetto il 2009, è stato un anno di debole ripresa economica legata al tasso di crescita del PIL, in aumento dell 1,3%. E importante analizzare e comprendere il contesto economico poichè è caratterizzato da una connessione diretta con il benessere dei cittadini quindi dei consumi di energia elettrica. In figura 3.1 è mostrato l andamento dei consumi energetici Italiani tra il 2000 e il I consumi hanno subito un forte calo nel 2009 legato al peggioramento del PIL, per poi subire un lieve aumento nel Figura 3.1: Consumi finali di energia pro capite e PIL ( ) Nonostante la debole ripresa la situazione permane critica con consumi al di sotto dei valori conseguiti precedentemente la crisi tra il 2007 e il In particolare gli effetti della crisi risultano essere concentrati sui consumi industriali il cui calo, già cominciato 81

83 3.2. RELAZIONE ANNUALE 2010 nel 2007, ha subito una forte accelerazione nel 2009 perdendo più di 20 TWh, di cui solo 4 recuperati nel Invece non sembrano aver risentito dell effetto della crisi il settore agricolo e terziario. Nel 2010 è aumentato il parco di generazione nazionale raggiungendo 106,9 GW di potenza efficiente netta 2 derivante sia da impianti ad alimentazione rinnovabile che da impianti termici a gas e carbone. In particolare: è stato costruito un nuovo ciclo combinato da 480 MW di Erg in Sicilia, che ha contribuito al controllo dei prezzi isolani e a diminuire la concentrazione; è stato terminato il processo di riconversione a carbone del polo produttivo di Torvaldaliga di Enel al Centro Sud, che ha contribuito al riequilibrio zonale della produzione; è stata incrementata la capacità installata eolica e fotovoltaica, la cui potenza efficiente netta è salita di 2,7 GW (+45%) portando la loro produzione a costituire il 3% dell energia richiesta in rete (10 TWh); agli investimenti per nuovi impianti si sono affiancati investimenti di repowering 3 di esistenti impianti termici a gas o di riconversione a carbone di vecchi impianti ad olio combustibile. Il rinnovo del parco di generazione ha avuto impatti positivi sul sistema elettrico nazionale, determinando: aumento della capacità installata e dei margini di sicurezza; riduzione dei costi di generazione e della concentrazione del mercato; condizioni per una forte competizione tra i produttori di Cicli Combinati: competizione dovuta all eccesso di offerta e al calo dei consumi. Tuttavia, nonostante la mole di investimenti realizzati non sono stati superati i due limiti principali del sistema elettrico nazionale: poca diversificazione del parco produttivo, troppo dipendente dalle fonti fossili; elevata quota di energia importata dai paesi esteri: l Italia è il primo paese in Europa quanto ad energia importata. Tale dipendeza è legata unicamente a motivi economici dovuti al maggior prezzo dell energia elettrica italiana. 2 Con un incremento rispetto l anno precedente del 5,5%. 3 Ripotenziamento di vecchi impianti. 82

84 3.2. RELAZIONE ANNUALE Mercati elettrici Il 2010 è stato un anno molto importante sia per la leggera ripresa economica dopo la crisi del , sia a livello del funzionamento del mercato elettrico, dove sono state introdotte molte novità che hanno determinato un cambiamento nella presentazione delle offerte da parte degli utenti attivi. In particolare, è stato modificato il mercato di aggiustamento in mercato infragiornaliero, sono state introdotte delle modifiche nella presentazione delle offerte sul MSD, è stato aumentato il parco di generazione italiano comprese azioni di ripotenziamento di vecchi impianti, ed è stata potenziata la linea di interconnessione della Sardegna con il Continente, attraverso la costruzione del cavo SAPEI. Ognuna di queste azioni ha determinato degli effetti sul mercato elettrico quindi sulla formazione del prezzo dell energia. Si è registrato un massimo valore del numero di società iscritte ai mercati gestiti dal GME. In particolare per il MGP si è registrato un valore di 134 unità operative e sul MI 69. L aumento di operatori attivi sul MI potrebbe essere legato alla riforma introdotta nel 2009 che introduce due sessioni giornaliere, ciò ha favorito un maggior utilizzo del mercato, i cui volumi scambiati sono arrivati a circa 15 TWh. Sul MSD, caratterizzato dalle nuove regole di dispacciamento spiegate nel capitolo precedente, il numero di operatori attivi sale a 23. I volumi scambiati su MGP e MSD risultano inferiori rispetto a quelli scambiati sul MI. Dal lato domanda, la diminuzione delle quantità negoziate è risultata riconducibile unicamente alla strategia messa in atto dall Acquirente Unico, che ha progressivamente trasferito i suoi acquisti al mercato dei bilaterali Mercaro del giorno prima PUN Il PUN si è attestato a 64,12 e/mwh, mantenendosi sul valore particolarmente basso del 2009 per effetto soprattutto della situazione di overcapacity 4. L azione prodotta dalla modesta ripartizione della domanda (+1,6%) e dall aumento della capacità efficiente (+5,5 GW) ha limitato o impedito la crescita dei prezzi e provocato una riduzione del margine di profitto, misurato dallo spark spread 5 (3,6 e/mwh, -77%). In figura 3.2 è mostrato l andamento del PUN medio mensile. 4 Aumento della capacità installata con contemporanea riduzione dei consumi. 5 Indicatore che esprime la differenza tra il prezzo di vendita di un KWh e il costo del gas naturale necessario per produrlo. 83

85 3.2. RELAZIONE ANNUALE 2010 Figura 3.2: Pun medio mensile nel 2010 Relativamente al suo andamento mensile, il PUN ha evidenziato una scarsa volatilità mensile. L evoluzione mensile del PUN è guidata da tre fattori principali: i costi di generazione, che ne tracciano la tendenza di fondo; la domanda, che ne disegna la tipica stagionalità, caratterizzata da punte estive e invernali; la concentrazione di mercato che contribuisce puntualmente alla formazione di picchi di prezzo relativi. Ciò è dovuto principalmente alla nuova capacità installata tra la fine del 2009 e l inizio del 2010, che insieme alla riduzione dei consumi, ha congelato il valore del PUN tra 60 e 70 e/mwh. PREZZI ZONALI DI VENDITA Nel 2010 i prezzi di vendita sulle singole zone hanno confermato le tendenze emerse nella seconda parte del 2009: cioè l allineamento delle zone continentali, l isolamento siciliano e la progressiva integrazione della Sardegna con il continente. Sulla penisola le quotazioni si sono mantenute omogenee e inferiori alle isole (circa 62 e/mwh) mentre nel Sud si manifesta il prezzo più conveniente (59 e/mwh). La situazione più interessante dal punto di vista della riduzione dei prezzi si è mostrata in Sardegna (-10,4%), dove le quotazioni sono scese ai livelli del 2007 (73,51 e/mwh), beneficiando della nuova interconnessione con il continente (cavo SAPEI) e distanziando in tal modo il prezzo della Sicilia (89,71 e/mwh), rimasto più elevato. In figura 3.3 è mostrato l andamento dei prezzi zonai medi nel corso degli anni. 84

86 3.2. RELAZIONE ANNUALE 2010 Figura 3.3: Prezzi zonali medi annui e/mwh Come mostrato in figura 3.3 si manifestano prezzi mediamente più elevati sulle isole, dove la capacità di interconnessione con il continente, storicamente ridotta, da un lato impone di ricorrere all offerta interna per il soddisfacimento della domanda, dall altro mantiene circoscritte le dimensioni del mercato locale limitandone lo sviluppo e la concorrenzialità. Questo contesto origina prezzi più elevati e sensibili a piccole variazioni del fabbisogno. Nel 2010, tuttavia, si è riscontrato in Sardegna una forte riduzione dei costi, ciò è dovuto alla costruzione del nuovo cavo di interconnessione con la penisola che ha favorito una riduzione del suo isolamento inducendo una riduzione del prezzo dell energia. Il maggior differenziale tra il prezzo zonale sardo e il PUN si verifica nei mesi di febbraio, luglio, agosto e dicembre, cioè i mesi caratterizzati da una indisponibilità parziale o totale della capacità del cavo e, in misura minore, da cali puntuali dell offerta interna, come mostrato in figura 3.4. Figura 3.4: Variabili strutturali nell evoluzione del prezzo in Sardegna In Sicilia l elevato prezzo è legato sopratutto alle differenze strutturali rispetto il Continente. Tale differenza è legata ai costi di generazione dove è ancora forte l utilizzo 85

87 3.2. RELAZIONE ANNUALE 2010 di olio combustibile. Tuttavia, l entrata graduale di nuova potenza di base e mid-merit 6, ha determinato una riduzione del peso dell utilizzo di impianti ad olio combustibile sul prezzo dell energia. Tale miglioramento è mostrato in figura 3.5. Figura 3.5: Veriabili strutturali nell evoluzione del prezzo della Sicilia La concentrazione zonale è misurata attraverso l indice Hirshmann-Herfindahl (HHI) definito come la somma dei quadrati delle quote di mercato di ciascun operatore Q i HHI mz,m = H N (Q i (mz, h) 100) 2 1 H h=i i=1 (3.1) dove con: mz=macrozona 7 ; m=mese; h=ore del mese (1..H); i=operatore; V quantità venduta. Q imz,h = V i (mz, h) N i=1 V i(mz, h) (3.2) 6 Entrata in esercizio di nuovi impianti eolici e funzionamento a pieno carico della centrale a ciclo combinato di Nuce Nord e del secondo gruppo, sempre a ciclo combinato, di Isab Energy. 7 Aggregazione di zone geografiche e/o virtuali caratterizzate da una bassa frequenza di separazioni e da un omogeneo andamento dei Prezzi di vendita. Dal 1/1/2009: le macro zone sono: MzNord (comprendente le zone Nord e Monfalcone), MzSicilia (comprendente le zone Sicilia e Priolo), MzSardegna (comprendente la Zona Sardegna) e MzSud (comprendente le rimanenti zone). 86

88 3.2. RELAZIONE ANNUALE 2010 L indice può assumere valori compresi tra 0 (perfetta concorrenza) e (monopolio): un valore dell HHI inferiore a 1200 è considerato indice di un mercato concorrenziale, mentre al di sopra dei 1800 è considerato indice di un mercato poco competitivo 8. L analisi conferma come unica zona competitiva il Nord, per il quale l indice risulta stabile (1,345), seguito dal Sud (1,868). Globalmente si assiste a un miglioramento in tutte le zone italiane ad eccezione del Centro Sud. In tale zona l indice HHI peggiora a causa di un amento della concentrazione di Enel S.p.A che sale, rispetto l anno precedente, di circa 13 p.p salendo al 42%. Tale aumento è favorito dalla maggior offerta a basso costo dell impianto di Torvaldaliga alla fine del processo di riconversione a carbone. Le zone centrali hanno un ruolo marginale nella formazione del prezzo dell energia risultando price taker a differenza del ruolo di price maker nel Nord e Sud. Le novità introdotte in Sicilia sul parco di generazione hanno comportato una riduzione della concentrazione di Enel ed Edison passata rispettivamente dal 57% al 50% e dal 8% al 4%. La figura 3.6 mostra i valori dell indice HHI annuale, zonale relativo alle vendite su MGP. Figura 3.6: HHI annuale VENDITE PER FONTI E TECNOLOGIE La figura 3.7 mostra l energia venduta e prodotta tra il 2005 e il 2010, in funzione della tecnologia adottata, in particolare per: quota importata dall estero; eolico; 8 L HHI viene calcolato su base oraria e quindi aggregato in medie semplici mensili. Le quote sono definite considerando le quantità offerte e/o vendute dai singoli operatori, raggruppati sulla base dell appartenenza di gruppo, includendo le Quantità oggetto di contratti bilaterali. 87

89 3.2. RELAZIONE ANNUALE 2010 rinnovabile; termico; carbone; cicli combinati. Nel 2010 i valori non si discostano eccessivamente dagli anni precedenti per tutte le tecnologie ad eccezione della quota di energia prodotta attraverso i più efficienti cicli combinati a gas naturale che raggiunge i 149 TWh, valore più alto tra gli anni considerati. Tale aumento, insieme al maggior apporto di altro rinnovabile a di carbone, ha contribuito a determinare una riduzione della quota di energia importata dall estero, passando da circa 50 TWh a 49 TWh. Figura 3.7: Vendite per Tecnologia e fonti Mercato infragiornaliero Il mercato infragionaliero è attivo dal 31/10/2009 sostituendo il mercato di aggiustamento (MA). Nel 2009 è attivo solo per due mesi quindi risulta superfluo il confronto dei valori del MI con gli anni precedenti. Nel 2010 il prezzo medio annuale dell energia verificatosi nelle due sessioni del MI, pari a 63,69 e/mwh e 63,66 e/mwh, risulta inferiore al prezzo registrato sul MGP, 64,12 e/mwh. I prezzi zonali riflettono l andamento del MGP, indtroducendo soltanto delle minime differenze. Il Sud presenta il prezzo più basso mentre la Sicilia il prezzo 88

90 3.2. RELAZIONE ANNUALE 2010 più alto. La maggior volatilità del prezzo tra MI1 e MI2 si ha nelle zone insulati (figura 3.8). I volumi scambiati sono circa pari a 14,6 milioni di MWh con un aumento del 23% rispetto il MA. Figura 3.8: Prezzi zonali MI1 e MI2 e/mwh Mercato per il servizio di dispacciamento Il MSD, rispetto al MGP, è caratterizza da una struttura di offerta molto più concentrata, poichè possono partecipare solo quegli utenti che siano in grado di erogare efficacemente ed efficientemente quei servizi necessari per la gestione in piena sicurezza del sistema elettrico nazionale. Per facilitare la gestione del MSD è stata introdotta la possibilità di differenziazione delle offerte in base la risorsa di approvigionamento. Nel 2009 le offerte erano differenziate solo in offerte a salire e scendere. Ciò ha consentito una riduzione dell onere sostenuto da Terna per l approvigionamento delle risorse per il dispacciamento, che passa da 1,653 Menel 2009 a 1,129Menel 2010, con un risparmio di 524 Me. Tale riduzione è dovuta principalmente a una riduzione dei volumi acquistati rispetto quelli venduti. Terna ha incrementato sensibilmente le proprie vendite portadole a circa 14,8 milioni di MWh con un aumento del 1% rispetto l anno precedente. I volumi venduti sul MSD rappresentano circa il 4% dei volumi scambiati sul MGP. A livello zonale la crescita è concentrata sopratutto nelle zone Sud e Centro Nord, più contenuto è l aumento nel Nord, mentre è in forte riduzione in Sardegna (-73%). Tale riduzione potrebbe essere legata alla costruzione del cavo SAPEI che ha incrementato la connessione dell isola con il Continente. Terna si è quindi trovata a dover accettare offerte di vendita degli operatori (offerte in acquisto dal punto di vista del Gestore, ma offerte di vendita dal punto di vista dell operatore) per assicurare il funzionamento del cavo in piena sicurezza. Per quanto riguarda gli acquisti, Terna ha acquistato circa 7 milioni di MWh con una riduzione del 44% rispetto i volumi acquistati nel Tale riduzione è concentrata sopratutto nella fase di programmazione. Gli andamenti degli acquisti e vendite sul MSD sono riportati nelle figure 3.9 e

91 3.2. RELAZIONE ANNUALE 2010 Figura 3.9: Volumi acquistati su MSD ex-ante da Terna Figura 3.10: Volumi venduti su MSD ex-ante Per quanto riguarda la tipologia di impianti nel 2010 sono aumentati i volumi accettati sia a salire che scendere da impianti a ciclo combinato. La figura mostra i volumi accettati dal Gestore differenziati per tipologia di impianto: Figura 3.11: Volumi scambiati su MSD ex-ante per Tipologia di Impianto 90

92 3.3. RELAZIONE ANNUALE Relazione annuale 2011 Dopo la debole ripresa economica del 2010, il 2011 è stato interessato da una nuova profonda crisi, continuata negli anni successivi e caratterizzata da una forte riduzione del PIL [7]. Tale decrescita è fortemente diversificata a seconda dei diversi paesi continentali. In particolare, l Italia risulta essere uno degli stati in cui si registrano tassi prossimi alla staganzione (0,4%), seguita da Grecia (-6%) e Portogallo (-1,5%). In Italia tale contesto ha determinato una forte riduzione dei consumi dei beni di larga diffusione e dei prodotti energetici. I consumi energetici hanno risentito fortemente del clima di incertezza determinato dalla crisi, ma anche di eventi specifici, quali movimenti insurrezionalistici nei paesi Islamici del Mediterraneo (con le conseguenti tensioni sugli approvigionamenti del Gas Naturale), e il disastro nucleare di Fukushima in Giappone, che ha provocato un incremento della domanda di Gas Naturale, con conseguente aumento della dipendenza del paese dall estero, impatti sui mercati asiatici del Gas e ripensamenti sulle intenzioni di creare nuove centrali nucleari in Italia, Francia e Germania. Se da una parte si verifica il blocco della domanda, dall altra continua a crescere la potenza installata, raggiungendo 121,5 GW (+10%), un nuovo massimo storico. Tale situazione determina una condizione di eccesso dell offerta. Nonostante tale aumento interessa quasi tutte le tipologie di impianto, si verifica un rallentamento della crescita della potenza termica (+1%) e un aumento significativo della potenza installata da fonti rinnovabili (+112%). Le tecnologie rinnovabili risultano anelastiche alla domanda elettrica, e principalmente dipendenti da meccanismi di incentivazioni. Tale sviluppo produce impatti rilevanti sul mercato elettrico, inducendo una riduzione dei prezzi nelle ore di picco a maggior irradiamento solare e un aumento dei prezzi nelle ore serali in cui la concentrazione di mercato è più elevata. Inoltre, la non programmabilità delle fonti rinnovabili riduce la sicurezza del sistema e aumenta gli oneri di bilanciamento, amplificando le difficoltà di Terna nella gestione della rete. Lo sviluppo di tali tecnologie induce investimenti volti a limitare le criticità derivate dalle fonti non programmabili. In tale contesto, Terna ha stipulato degli accordi con l estero prevedendo una restrizione delle interconnessione nei periodi di ridotto fabbisogno atteso (da fine Marzo a metà Giugno 2011). In questo modo si assicura l accettabilità di una quota di offerte derivate da impianti termici nazionali sul MGP. Infatti, in un contesto di riduzione della domanda e aumento delle fonti rinnovabili, si potrebbero generare delle situazioni in cui, quando le condizioni ambientali lo permettono, la maggior parte del fabbisogno energetico viene soddisfatto dal rinnovabili e il restante da offerte estere più economiche rispetto l Italia. Per quanto riguarda la RTN, il principale potenziamento della rete è rappresentato dall entrata in operatività del secondo cavo SAPEI che ha portato la capacità massima di interconnessione Sardegna-Continente e Continente-Sardegna a 1050 MW e 870 MW, a seconda della condizione di esercizio della rete elettrica. 91

93 3.3. RELAZIONE ANNUALE Mercati elettrici Complessivamente il numero di operatori iscritti nel mercato elettrico diminuisce nel corso dell anno, passando da 207 a 192. Tale calo non si accompagna a una riduzione del numero di operatori attivi, che invece aumenta su tutte le piattaforme, in particolare sul MI, dove l aumento è favorito dalla introduzione delle sessioni MI3 e MI4. Le due nuove sessione del MI aggiungono flessibilità e possibilità di poter variare i propri programmi a valle del MI2 fino la mattina dei giorno di consegna. La riduzione del numero di operatori iscritti è probabilmente riconducibile alla decisione di abbandono del mercato da parte di operatori iscritti ma non attivi. La richiesta di energia si mantiene sui livelli del 2010, presentano una piccola riduzione soltanto sul MGP con una decrescita di circa il 2%. Tale riduzione potrebbe essere legata alla crescita della produzione da impianti fotovoltaici in favore di una quota crescente di autoconsumi soddisfatti da produzioni che non passano per il mercato dell energia. Nel 2011 vengono introdotte ulteriori novità nella presentazione delle offerte sul MSD (capitolo 2). Si rafforza l integrazione MI-MSD e viene introdotta la possibilità di presentazione dell offerta di accensione. Questo, unito alle riforme già introdotte nel 2010, quindi all articolazione della fase di programmazione in 3 sottofasi affiancate a 5 sessioni di bilanciamento in tempo reale, ha permesso lo spostamento della selezione delle offerte dalla fase di programmazione alla fase di bilanciamento in tempo reale, al fine di ridurre gli errori di previsione, quindi gli oneri di approvigionamento Mercato del giorno prima Nel 2011 il PUN si è attestato a 73,23 e/mwh in aumento di circa 8 e/mwh (+12%) rispetto il In figura 3.12 sono riportati i prezzi zonali medi annui Figura 3.12: Prezzi zonali medi annui e/mwh La variabilità di prezzo tra isole e Continente è legata prevalentemente a differenze strutturali. In passato, quando il livello di interconnessione era ancora molto ridotto, si 92

94 3.3. RELAZIONE ANNUALE 2011 è dovuto far ricorso alla produzione interna molto costosa, determinando prezzi zonali elevati. In Sardegna tale fenomento risulta meno significativo grazie all entrata in piena operatività del cavo SAPEI. Il prezzo zonale medio anno è poco superiore a quello del Continente, e la differenza è dovuta ai periodi di indisponibilità del cavo. Il valore più alto si registra in Sicilia dove si è in attesa di valutare eventuali benefici derivati dal potenziamento del collegamento con la calabria atteso per fine VENDITE PER FONTI TECNOLOGICHE La decrescita della domanda ha determinato una riduzione delle vendite da Cicli Combinati le cui vendite sono scese a 138,5 TWh (-7%), determinato dalla diffusione delle tecnologie rinnovabili e dalla variabilità del prezzo del Gas Naturale che ha ridotto la competitività di tali impianti. Hanno subito un forte calo anche le vendite idroelettriche (-6 TWh) mentre hanno subito un incremento le vendite da impianti a carbone, concentrata sopratutto nel Centro Sud e Sardegna. Figura 3.13: Vendite per tecnologia e fonte CONCENTRAZIONE E POTERE DI MERCATO L aumento dell offerta ha determinato nel 2011 un uteriore riduzione della concetrazione e potere di mercato. 93

95 3.3. RELAZIONE ANNUALE 2011 Figura 3.14: HHI annuali relativi alle vendite Nel Nord l indice scende a 1,207 mantenedosi su livelli di competitività. Anche nel Sud è leggermente inferiore al 2010 e si mantiene competitivo. I valori di concentrazione più elevati permangono in Sardegna, Centro Sud e Sicilia, dove si ha ancora una concentrazione molto forte. Il calo della concorrenza nel Centro Sud è legata all ammodernamento dell impianto di Torvaldaligia di proprietà di Enel. L impianto è stato convertito a carbone con conseguente riduzione del costo dell energia. In Sicilia la costruzione del nuovo impianto a CC di Erg e la disponibilità di produzione da fonte rinnovabile ha spinto fuori ordine di merito gli impianti termoelettrici tradizionali. In Sardegna grazie alla presenza del cavo SAPEI si verifica una minor frammentazione zonale (lieve riduzione HHI), tuttavia l HHI rimane al di sopra dei livelli di competitività legato sopratutto allo sviluppo limitato del mercato locale Mercato infragiornaliero Grazie all introduzione delle due sessioni aggiuntive sono aumentati i volumi scambiati su questo mercato. Il prezzo medio ponderato con gli acquisti su MI1 è stato pari a 71,22 e/mwh, in aumento dell 11,8% rispetto il Su MI2, invece, il prezzo è stato pari a 70,17 e/mwh (+10,2%). Nelle prime due sessioni, il prezzo medio si conferma leggermente inferiore al PUN di MGP (72,23 e/mwh). Nelle sessioni MI3 e MI4, il prezzo medio si è attestato rispettivamente a 75,00 e/mwh ed a 79,34 e/mwh. Anche in queste due sessioni, il prezzo è stato inferiore a quello di MGP. Nelle zone continentali i prezzi sono allineati ai prezzi registrati su MGP. Nelle zone insulari si sono registrati livelli di prezzo più elevati. In figura 3.15 sono mostrati i prezzi zonali registrati su MI nel corso degli anni per la zona Nord, Centro Sud e Sicilia. 94

96 3.3. RELAZIONE ANNUALE 2011 Figura 3.15: Prezzi zonali MI 95

97 Mercato per il servizio di dispacciamento Anche nel 2011, come per il 2010, si è verificata una forte riduzione dei costi di approvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento, ciò è dovuto alla riduzione degli acquisti da parte del Gestore, passati da 1,129 Mea 829 Me, con un risparmio di circa 300 Me. Quindi, le riforme introdotte tra il 2010 e il 2011 hanno permesso di ottenere i risultati prestabiliti di riduzione degli oneri di approvigionamento. A ciò, si aggiunge una riduzione dei volumi scambiati, sia a salire che scendere, sul MSD ex-ante, a favore dei volumi scambiati su MB (figura 3.17). Ciò non ha determinato, diversamente dagli anni precedenti, variazioni dei programmi di immissione a valle del MI. Figura 3.16: Inteazione MSD MI Figura 3.17: TWh scambiati a salire e scendere su MSD ex-ante e MB Nel 2011 è aumentata la quota di acquisti da impianti a CC sia a salire che scendere Anche in questi anni la crisi economica ha avuto degli effetti sul mercato elettrico. In particolare nel 2012 il contesto economico è passato da una condizione di stagnazione ad 96

98 una condizione di recessione che ha comportato una riduzione della domanda elettrica arrivata a livelli minimi degli ultimi anni [8]. Il PIL è diminuito del 2,3% nel 2012 e del 1,8% nel Come già spiegato per il 2010 e il 2011, anche in questi anni si assiste ad un aumento della capacità installata, quindi della condizione di overcapacity già descritta. Secondo le stime di Terna, al primo Marzo 2013 la capacità installata sale a 129,8 GW, con un aumento del 7,5 GW rispetto fine 2012, guidata da un aumento della produzione rinnovabile non programmabile (+6 GW), con particolare riferimento a quella fotovoltaica (17,2 GW, +4,5GW). Per quanto riguarda la potenza termica installata si porta a 81 GW (sempre al primo Marzo 2013), con un aumento di 1,3 GW rispetto il 2012 (leggero miglioramento). Infatti la tecnologia a ciclo combinato è quella che ha risentito maggiormente del periodo di crisi che ha determinato un sovradimensionamento del mercato elettrico rispetto la domanda. Inoltre tale situazione è stata accentuata dallo sviluppo delle fonti rinnovabili grazie meccanismi di incentivazione, e dall aumento del costo del GN 10 che ha determinato un crollo della redditività degli investimenti. Lo sviluppo delle fonti rinnovabili ha influenzato anche la gestione del sistema elettrico nazionale. Come evidenziato da Terna nel Piano di Sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale, un aumento della produzione rinnovabile nel meridione ha determinato un aumento delle congestioni sulla sezione di rete che connette la zona Sud con il Centro Sud, e un aumento dei sovraccarichi e congestioni interne nella stessa zona Sud. Terna ha dato avvio a diversi interventi di potenziamento della RTN per risolvere questi problemi legati allo sviluppo delle fonti rinnovabili, tra cui i rinforzi delle reti nell area Foggia-Benevento. Per quanto riguarda la connessione con l estero, in particolare Italia-Balcani, nei prossimi anni si prevede la costruzione di collegamenti sottomarini per una capacità di trasporto di circa 1000 MW tra Italia e Montenegro Mercati elettrici Nel 2012 si è verificato un aumento degli operatori iscritti sia sui mercati che sulle piattaforme gestite dal GME. Sul MGP il numero di operatori iscritti si è portato, nel 2012, a 114 unità mentre su MI a 149. In entrambi gli anni si verifica sul MGP una riduzione dei volumi scambiati e un aumento dei volumi scambiati sul MI. E aumentata nel 2012 la liquidità 11 su MGP, aumento che si è intensificato nel 2013 portandolo a livelli mai raggiunti prima, figura Nell ultimo trimestre del 2013 si è verificato un leggero aumento del PIL (+0,1%), ma si tratta comunque di un aumento minimo che mantiene il paese su livelli inferiori rispetto gli altri paesi europei. 10 Gas Naturale. 11 Rapporto tra i volumi scambiati in borsa (su MGP) e le Quantità complessive (includendo i contratti bilaterali) scambiate nel Sistema Italia. 97

99 Figura 3.18: Quantità scambiate e liquidità su MGP (dati aggiornati al 31/12/ L aumento della liquidità potrebbe essere legato a una variazione delle strategie di offerta in vendita da parte degli operatori: aumento dei prezzi offerti sui volumi provenienti da bilaterali e riduzione di quelli relativi a offerte di borsa, con un incremento sia delle vendite che degli acquisti Mercato del giorno prima Il quadro economico e tecnico già spiegato nell introduzione del paragrafo 2.4 hanno consolidato nel 2012 l aumento del prezzo dell energia, portando il PUN a 75,48 e/mwh. Questa situazione ha favorito lo sviluppo di uno scenario lose-lose in cui i consumatori hanno sostenuto maggiori oneri di approvigionamento, e i produttori non hanno risentito di un pari aumento del margine di recupero dei propri costi, anzi sono aumentate le difficoltà di dispacciamento degli impianti termoelettrici. Tuttavia un forte segnale di cambiamento è emerso nell ultimo quadrimestre del 2012, quando un rallentamento della crescita osservata sul riferimenti del GN, ha determinato una riduzione del prezzo dell energia. Tendenza confermata nel 2013 in cui il PUN è sceso a 62,99 e/mwh, figura

100 Figura 3.19: Andamento del PUN tra il 2004 e il 2013 ( Talle miglioramento, quindi, alimenta la possibilità che il mercato esca dalla situazione di lose-lose con benefici sia per i produttori che per i consumatori. Inoltre, favorisce l interazione con i mercati esteri, in quanto si va a ridurre il differenziale di prezzo tra il PUN e i prezzi esteri, favorendo i progetti di coupling 12 verso la creazione di un mercato unico europeo. PREZZI ZONALI Nel 2012 i prezzi zonali sono saliti sui 40/74 e/mwh sul continente, portandosi a 82 e/ MWh e 95 e/mwh in Sardegna e Sicilia; il Nord, per la prima volta dalla partenza del mercato, risulta la zona più costosa del continente (74,05 e/mwh, +5,5%), con uno scarto di circa 4 e/mwh con la zona Sud (70,34 e/mwh, +1,9%). La situazione di overcapacity sembra colpire in maniera relativamente più consistente il Nord, per effetto sia del più ampio aumento dei volumi offerti (+4% vs +2%), sia di un arretramento della domanda più deciso rispetto al meridione (domanda del Nord -4% vs -2% del Sud). La divergenza tra i prezzi zonali appare dunque attribuibile in buona parte ad una crescita dell offerta rinnovabile più concentrata nel meridione. Tale tendenza è confermata anche nel In figura 3.20 e 3.21 sono riportati i valori zonale per il L Italia è già operativa in un progetto di coupling con la Slovenia. 99

101 Figura 3.20: Prezzo (e/mwh) zonale 2012 Figura 3.21: Volumi zonali MGP Mercato infragiornaliero I volumi scambiati sono in continuo aumento, così come i prezzi (figura 3.22). I prezzi delle sessioni MI1 e MI2 sono meno volatili rispetto i prezzi delle ultime sessioni, le quali sono più prossime alla consegna fisica dell energia. I prezzi zonali sono in linea con quelli registrati su MGP, con valori maggiori nelle zone insulari. 100

102 Figura 3.22: Prezzi MI Mercato per il servizio di dispacciamento Gli oneri di dispacciamento, a cui ci si è riferiti nelle analisi precedenti, riguardavano nello specifico le azioni legate alla vendita e acquisto di energia su MSD. Occorre però fare riferimento all onere netto sostenuto da Terna che comprende tutti i costi che il Gestore sostiene nella gestione del dispacciamento. La copertura di tale onere avviene tramite il corrispettivo unitario 13, calcolato da Terna trimestralmente e fatturato agli UdD. Le componenti di tale corrispettivo vengono calcolate sulla base di azioni specifiche, in particolare si distinguono le seguenti componenti: componente di approvigionamento dei servizi di dispacciamento: si riferisce alle contrattazioni su MSD finalizzate all approvigionamento dei servizi di dispacciamento; componente energia: si riferisce al saldo economico tra lo sbilanciamento del sistema e l energia acquistata e venduta (remunerata pay as bid) sul MSD a copertura dello sbilanciamento; componente contratti: rappresenta la componente fissa dei contratti stipulati in alternativa alla dichiarazione di essenzialità; componente gettone di avviamento: rappresenta il saldo tra il costo dei gettoni remunerati per l avviamento su MSD 14 e l eventuale provento derivante dal mancato rispetto degli obblighi di avviamento da parte degli UdD (MROA); 13 Corrispettivo definito sulla base dell articolo 44 della delibera 111/06 dell AEEG. 14 Costo sostenuto dal Gestore verso gli operatori. 101

103 componete altre partite: raggruppa partite economiche singolarmente poco rilevanti (corrispettivi di mancato rispetto degli ordini di sbilanciamento, corrispettivi di non arbitraggio, etc.). Per approfondimenti si rimanda all articolo 44 della delibera 111/06 dell AEEG. Nel 2012 il saldo tra i proventi e gli oneri maturati da Terna per l approvvigionamento delle risorse per il dispacciamento (Uplift 15 ) ha subito un peggioramento associato principalmente alla componente energia (+160 Me)[2]. In termini economici l aumento della componente energia è stato compensato dalla riduzione dei fattori percentuali convenzionali delle perdite di energia elettrica sulla RTN. Tali valori sono stati comunicati attraverso la deliberazione ARG/elt 196/111 del 29 Dicembre 2011 dell AEEG, e sovrastimavano le perdite effettive del Quindi, la loro applicazione ha reso disponibile a Terna un eccesso di energia che è stato possibile utilizzare ai fini del bilanciamento, con un risparmio di un ammontare analogo di movimentazioni sul MSD a salire (cioè di offerte remunerate da Terna agli UdD). Per quanto riguarda i volumi movimentati da Terna mediamente accettati a salire su MSD (energia remunerata agli operatori), nel 2012 si è verificato un incremento di circa il 30% rispetto il 2011, accompagnata da una riduzione di circa il 23% dei volumi mediamente accettati a scendere (energia acquistata dagli operatori). Ciò ha contribuito all aumento dell onere netto sostenuto da Terna per l approvigionamento dei servizi di dispacciamento. In particolare, l incremento delle movimentazioni mediamente accettate a salire è legato alla crescente presenza nel mercato di unità alimentate da fonti rinnovabili non programmabili. Infatti, tali fonti hanno determinato una riduzione della domanda residua servibile dalle unità termoelettriche 16, le quali o non sono in servizio in esito ai mercati dell energia, o lo sono al minimo tecnico 17. Terna, al fine di gestire in sicurezza la rete, si è trovata a dover aggiustare i programmi delle unità termoelettriche al fine di assicurarsi dei margini di riserva secondaria e terziaria che altrimenti non avrebbe avuto. Questo è il motivo principale del prolungamento in servizio delle unità termoelettriche sul MSD (aumento delle offerte accettate per minimo tecnico a salire su MSD). Anche la riduzione delle movimentazioni mediamente accettate a scendere è legata allo sviluppo delle fonti rinnovabili. Le offerte accettate in spegnimento si sono ridotte sensibilmente, così come le offerte accettate a scendere per le unità termoelettriche, mentre rimangono invariate le offerte accettate per le unità di pompaggio. 15 Tale saldo è definito Uplift cioè corrispettivo unitario per l approvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento. 16 Effetti spiegati nei paragrafi precedenti 17 Attive alla minima potenza. 102

104 3.5. CONCLUSIONI SUL MSD 3.5 Conclusioni sul MSD In conclusione si può sostenere che le novità introdotte con il 2010 sulla presentazione delle offerte su MSD hanno determinato un funzionamento più efficente del mercato evidenziato da un minor onere di dispacciamento sostenuto dal Gestore. Tuttavia questi iniziali benefici sono stati smorzati dallo sviluppo delle fonti rinnovabili non programmabili, che hanno determinato effetti diretti sul MGP, ed effetti indiretti sul MSD. Le unità termoelettriche hanno risentito maggiormente di tale situazione. Nel 2011 sul MSD è stata introdotta la possibilità di presentazione dell offerta di accensione per le UP termoelettriche ad eccezione del Turbogas a ciclo aperto. Qesta novità è stata probabilmente legata alla difficoltà di gestione delle UP in un contesto di riduzione della domanda per overcapacity (MGP) sottolineato dall eccessivo sviluppo delle fonti rinnovabili (paragrafo 3.4.4). Nel capitolo successivo verrà spiegato il database creato per la gestione dei dati delle offerte pubbliche, utilizzati per le analisi di monitoraggio riportate in seguito. Le analisi saranno incentrate unicamente sulla fase di programmazione e di bilanciamento in tempo reale del MSD per gli anni compresi tra il 2010 e il

105 Capitolo 4 Creazione Database In questo capitolo verrà spiegato lo strumento di analisi creato per analizzare i dati del Mercato per il Servizio di Dispacciamento e del Mercato di Bilanciamento. I dati utilizzati sono scaricabili dal sito del GME 1. Si tratta di dati pubblici, consultabili da chiunque, forniti sottoforma di file.xml. La difficoltà nell utilizzarli tal quali è che si tratta di file che contengono una moltitudine di informazioni difficile da comprendere senza l utilizzo di un interfaccia opportuna e di un sistema per elaborarli. Al fine di facilitare la comprensione dei dati, e permettere opportune analisi ed elaborazioni, è stato creato un database che permette di analizzare e confrontare diversi periodi temporali. Il confronto non sarebbe possibile senza la creazione del database poichè i file forniti sono giornalieri e non confrontabili se non aprendoli singolarmente e cercando manualmente le informazioni (operazione molto lunga che non permetterebbe in ogni caso di effettuare un opportuna analisi statistica). I dati analizzati vanno dal 01/01/2010 al 31/12/2013. Come già emerso nel capitolo precedente, analizzando un arco temporale così lungo le strategie e il funzionamento del mercato sono influenzate da diversi aspetti, tra cui: contesto economico del paese (crisi economica); legislativo (nuovi decreti); interventi sulla RTN (costruzione di nuovi cavi di interconnessione); interventi di ripotenziamento o ingresso di nuove centrali; modifiche nelle regole di dispacciamento (anno 2010, 2011); eventi non prevedibili (blackout, condizioni atmosferiche etc). Grazie a questo strumento si possono ricavare molte informazioni sul MSD: prezzo e quantità offerte, eventuali strategie, modifiche legate allo sviluppo delle fonti rinnovabili

106 4.1. ACQUISIZIONE DEI DATI non programmabili, variazioni sul prezzo offerto per impianti identificati come essenziali, concentrazione zonale ed altre informazioni analizzate in seguito. Nello specifico verrà prima spiegato lo strumento di analisi elencando tutte le funzioni/oggetti creati, poi verranno riportate le analisi di monitoraggio eseguite sui database. 4.1 Acquisizione dei dati I dati analizzati sono scaricabili dal sito del GME nella sezione esiti dei mercati e offerte pubbliche. Selezionata la data di interesse, per MSD, o l arco temporale (mensile) per MB, si avvia la procedura di download alla fine della quale si ottengono i file xml con la seguente denominazione: 1. aaaammggmsdoffertepubbliche.xml per MSD ex-ante (ad esempio per il primo Gennaio 2010: OffertePubbliche.xml); 2. aaaammggmboffertepubbliche.xml per la fase di bilanciamento in tempo reale (ad esempio per il primo Gennaio 2010: MBOffertePubbliche.xml). Le offerte pubbliche presenti nei file xml sono organizzate attraverso una struttura ricorsiva che facilita la creazione del database. La struttura ricorsiva può essere ricondotta a tabelle aventi 23 colonne e una riga per ogni struttura di offerta compresa tra le diciture <OfferteOperatori>. Le colonne sono denominate: PURPOSE CD: identifica la tipologia di offerta. BID identifica offerte in acquisto 2 per gli operatori mentre OFF offerte di vendita 3 al Gestore. Si tratta di un campo stringa; TYPE CD: indica se un offerta è predefinita, STND, o corrente, REG ; STATUS CD: indica lo stato dell offerta dopo che si è conclusa la sessione di mercato. Sono possibili 5 valori: ACC per offerte accettate, REJ per offerte rifiutate, REP per offerte sostituite, REV revocate ed INC incongrue. Nel MSD non è mai presente la dicitura INC per la comprensione delle altre voci si rimanda al paragrafo ; MARKET CD: indica il codice del mercato a cui è riferita l offerta, MSD per la fase di programmazione, MB per il bilanciamento in tempo reale; UNIT REFERENCE NO: indica il codice dell unità di produzione così come definita all interno del RUP (paragrafo ); 2 Offerte a Scendere caratterizzate da una riduzione di potenza per l UP. 3 Offerte a Salire caratterizzate da un aumento della produzione elettrica per l UP. 105

107 4.1. ACQUISIZIONE DEI DATI MARKET PARTECIPANT XREF NO: codice composto dal concatenamento di unit reference e submitted. Campo definito nella struttura iniziale dei file xml ma di fatto non più presente; INTERVAL NO: indica l orario a cui l offerta si riferisce, i valori variano da 1 a 24 ; BID OFFER DATE DT: indica la data a cui l offerta è riferita in formato aaaammgg (esempio primo Gennaio 2010: ); TRANSACTION REFERENCE NO: numero della transazione; QUANTITY NO: quantità di energia (MWh) presentata dall operatore; AWARDED QUANTITY NO: quantità di energia (MWh) riconosciuta nel mercato; ENERGY PRICE NO: prezzo (e/mwh) unitario presentato dall operatore; AWARDED PRICE NO: prezzo (e/mwh) unitario ricosciuto nel mercato; MERIT ORDER NO: ordine di merito dell offerta (non importante ai fini dell analisi del MSD); BALANCED REFERENCE NO: codice del bilanciamento, presente solo per il MI e mai per il MSD; PARTIAL QTY ACCEPTED IN: offerta accettata parzialmente Y, mentre N se non è accettata parzialmente; ADJ QUANTITY NO: quantità rettificata/modificata dal Gestore; ADJ ENERGY PRICE NO: prezzo riconosciuto in seguito la rettifica/variazione; GRID SUPPLY POINT NO: riferimento al punto di scambio rilevante, presente solo su MGP e MI, mai nel MSD; ZONE CD: indica la zona italiana (paragrafo 1.4.1) a cui l offerta si riferisce, figura 4.1; 106

108 4.1. ACQUISIZIONE DEI DATI Figura 4.1: Codici Zone OPERATORE: indica il nome dell operatore; SUBMITTED DT: ora di presentazione dell offerta in formato aaaammgghhmmssmmm ; BILATERAL IN: indica se la transazione dell offerta deriva da un contratto bilaterale, mai presente nel MSD; SCOPE: indica lo scopo a cui l offerta si riferisce: RS riserva secondaria, AC offerta in accensione, AS offerta di minimo o spegnimento, GR1, GR2, GR3, GR4 per offerte per altri servizi. Tutte le tipologie sono state spiegate nel paragrafo 2.4; QUARTER NO: quarto d ora a cui l offerta è riferita, 1,2,3,4 ; BAType: indica se l offerta è accettata come revoca di offerte accettate sul MSD REV, offerte realmente accettate su MB Norev o offerte in Netting Netting, paragrafo 2.8. L analisi di questa tesi è incentrata sul MSD quindi alcune colonne possono non essere considerate: MARKET PARTECIPANT XREF NO, MERIT ORDER NO, BALAN- CED REFERENCE NO, GRID SUPPLY POINT NO e BILATERAL IN. Le colonne una volta caricate nel programma utilizzato (secondo il metodo spiegato nei prossimi paragrafi), verrano definite list box. 107

109 4.2. CREAZIONE DATABASE 4.2 Creazione Database La creazione del database è necessaria per effettuare l analisi delle offerte pubbliche. I dati da analizzare sono moltissimi quindi si è deciso di usare un programma specifico di data warehouse e business intelligence (BI) 4 : Qlikview QlikView Qlik è l azienda che produce QlikView. E stata fondata in Svezia nel 1993 con l obiettivo di risolvere problemi cruciali per le organizzazioni di ogni dimensione incluse le maggiori aziende del mondo 5. Nel corso degli anni l azienda è cresciuta sempre di più fino al debutto in Wall Street nel Oggi, conta più di clienti in 100 paesi al mondo. QlikView è una piattaforma di Business Discovery, che permette a chiunque di creare analisi approfondite trasformando i propri dati in informazioni. Le informazioni sono gestite da Qlikview in maniera analoga ai processi umani di elaborazione dati, infatti esegue connessioni graduali nelle informazioni analizzate. E un software intuitivo che permette di visualizzare tutte le informazioni necessarie semplicemente cliccando sulla voce da analizzare. La business discovery è quindi possibile grazie alle caratteristiche di associazione, di visualizzazione e libertà di analisi: l utente può analizzare i propri dati non rispettando necessariamente l ordine di caricamento. In figura 4.2 è mostrato un esempio che permette di comprendere meglio cosa si intende per capacità di associazione e liberta di analisi: 4 Software di BI: software che trasforma dati e informazioni in conoscenza, permette all utente di prendere decisioni strategiche, fornendo informazioni precise e aggiornate nel contesto di riferimento

110 4.2. CREAZIONE DATABASE Figura 4.2: Confronto tra Qlikview e BI tradizionale Qlikview permette di muoversi all interno dei dati senza dover rispettare necessariamente dei paramentri di ricerca predefiniti, come avviene nella BI tradizionale. Inoltre, grazie all interfaccia utente permette di visualizzare gli elementi di ricerca con l utilizzo del colore verde e la non risposta con il colore grigio. Questo è importante perchè in una ricerca di informazioni relativa ad una voce inziale permette di far comprendere all utente le informazioni ad essa correlate (visualizzate in verde) e le informazioni non correlate (visualizzate in grigio). Poi sarà l utente che sulla base dei risultati dovrà fornire un interpretazione che completerà l analisi dei dati. Con qlikview si può: creare database; creare un interfaccia utente per l analisi dati; fare presentazioni basate sui dati; creare grafici e tabelle dinamiche; realizzare analisi statistiche; collegare descrizioni e applicazioni multimediale; creare nuove tabelle che uniscono dati da diversi sorgenti; costruire il sistema di business intelligence. Il funzionamento di Qlikview si basa su: 109

111 4.2. CREAZIONE DATABASE lo script: attraverso lo script è possibile impostare l istruzione di caricamento dati, creare il database e aggiungere nuovi campi; la dashboard o interfaccia grafica: attraverso la quale è possibile lanciare le operazioni implementate da script (attraverso il pulsante caricamento dati ) e analizzare i dati attraverso la creazione di opportuni oggetti. Alcuni tra gli oggetti che è possibile creare sono: tabelle lineari; tabelle pivot: permette di costruire tabelle pivot definendo i campi e le espressioni da analizzare (ad esempio: tabella che mostra per operatore e per zona i MWh offerti, prima si definiscono i campi OPERATORE e ZONE CD poi, attraverso l utilizzo delle set analysis 6, si definisce l espressione di calcolo voluta che in questo caso sarà sum(quantity NO ); grafici (a barre, a torta, a imbuto etc.): seguono il medesimo procedimento di definizione delle tabelle pivot; oggetti testo e oggetti pulsante: si tratta di oggetti che visualizzano il risultato di un operazione implementata secondo delle opportune variabili. Attraverso questi oggetti si può visualizzare ad esempio il conteggio delle unità operative in una zona, o condizionare la visualizzazione delle list-box per rendere la dashboard più ordinata. In questo caso, per le list-box e gli oggetti di cui si vuole condizionare la visibilità, bisognerà impostare delle condizioni di visualizzazione e creare delle variabili da richiamare con dei cicli if nelle impostazioni dell oggetto; oggetto slider/calendario; casella di input: permette di impostare una casella dove compaiono le list-box e da cui è possibile effettuare le selezioni sulle voci che si vuole analizzare; casella selezioni correnti: mostra le selezioni in corso (es. è stata selezionata la giornata primo Gennaio 2010 e l operatore Enel Trading S.p.A, la casella riporterà scritto: Enel Trading S.p.A e 01/01/2010) Creazione database Una volta completata la fase di scaricamento dati, essi sono stati caricati in qlikview per la creazione del database. Qlikview è in grado di leggere direttamente il formato xml riconoscendone la struttura ricorsiva tabellare, figura Si tratta di funzioni di aggregazione definite seguendo opportune sintassi che variano a seconda dei casi e delle operazioni da eseguire. 110

112 4.2. CREAZIONE DATABASE Figura 4.3: Caricamento file xml I File sono stati richiamati attraverso l istruzione di caricamento da script: LOAD [*campo] FROM [FilePath\FileName] (XmlSimple, Table is [NewDataSet/TableName]); Successivamente è stato creato il Database utilizzando il formato file.qvd (QlikView- Data). Il file.qvd contiene i dati in formato binario ed è la rappresentazione fisica in memoria delle tabelle acquisite mediante l istruzione di carimento dai file xml. I file.qvd sono stati creati mediante l istruzione STORE TableName INTO FilePath\FileName.qvd ( qvd ) scritta da script e poi lanciando il programma dalla dashboard con il comando caricamento dati ; Nello specifico è stato creato: un file.qvw Creazione Database Annuale per la creazione di un file.qvd per anno e per mercato ( es MSD2010.qvd, MB2010.qvd, MSD2011.qvd, MB2011.qvd ecc). Sono state utilizzate le istruzioni Load e Store. un file.qvw Creazione Database Mensile per creare un file.qvd per mese e per mercato ( es MSD201001, MB201001, MSD201002, MB ecc). In questo caso è stato necessario definire due variabili vanno, vmese in grado di riconoscere attraverso due cicli For Each l anno e il mese nel nome dei file xml, caricarli attraverso l istruzione Load e creare i rispettivi qvd mensili utilizzando l istruzione 111

113 4.2. CREAZIONE DATABASE Store. La creazione di questi qvd mensili è stata effettuata per velocizzare le operazioni di analisi e confronto dati tra i diversi mercati e mesi nel corso degli anni. Una volta creati i file.qvd si hanno a disposizione i database contenenti le diverse informazioni sulle offerte così come presenti sul sito del GME. Tuttavia per agevolare l analisi e l interpretazione dei dati risulta funzionale introdurre dei campi aggiuntivi. I database sono quindi stati modificati prevendendo l introduzione di: formato data riconosciuto da qlikview. Il campo data dei file xml BID OFFER DATE DT (aaaammgg) è un campo INT. E stato esportato su excel dove sono stati creati i campi: DATA in formato gg/mm/aaaa, MESE, ANNO, GIOR- NO SET e SETTIMANA. La tabella creata in excel è stata richiamata nello script attraverso l istruzione di carimento Load, ed unita alla tabella dati attraverso la funzione Join. Si ottiene una nuova e unica tabella contenente i nuovi campi; il campo ZONE CD contenente le diverse zone è stato esportato in excel, dove è stata introdotta una nuova colonna ZONA GEO contenente i campi geografici: CONTINENTE, SICILIA, SARDEGNA. Il tutto è stato richiamato nello script di qlikview come per il campo data; il campo SCOPE CD contenente le diverse informazioni sulla tipologia di offerta è stato esportato in excel e creato un campo aggiuntivo SCOPO: RS (riserva secondaria), NRS (non riserva secondaria: comprende le offerte per altri servizi e le offerte di minimo) e AC (gettone di accensione). Il tutto è stato richiamato nello script come per i campi precedenti. il campo UNIT REFERERENCE NO è stato esportato in excel per introdurre delle informazioni aggiuntive sulle unità operative. Sono stati introdotti dei nuovi campi: COMBUSTIBILE, TIPOLOGIA IMPIANTO e TIPOLOGIA ENERGIA. I campi sono stati richiamati nello script come precedentemente descritto. La modifica dei Database è effettuata attraverso l utilizzo della funzione Store e il carimento dati. Per l aggiornamento del Database basta reinserire i file xml aggiornati nella cartella di directory (da cui il programma carica i file), e rilanciare il caricamento dati dalla dashboard. In questo modo si otterranno i file.qvd con i valori aggiornati Elaborazione e Analisi dei dati Creati i database, sono stati creati i file di analisi in formato.qvw. Su tali file si lavora sempre da script per implementare le istruzioni base, e da dashboard per creare le analisi statistiche. Nello specifico sono stati creati due file.qvw: 112

114 4.2. CREAZIONE DATABASE un file per le analisi su MSD ex-ante, MSD.qvw ; un file per le analisi su MB, MB.qvw. Data l elevata mole di dati contenuti nel MSD non si riesce a lavorare in un solo file con tutti gli anni ed entrambi i mercati. Quindi si è scelto di creare due file per mercato e lanciare le analisi annuali da script 7. I file.qvw sono organizzati secondo azioni impostate nello script e analisi impostate nei fogli di lavoro, chiamati dashboard Operazioni da script Prima di creare le dashboard sono state aggiunte ai database altre colonne che contengono informazioni più dettagliate sulla presentazione delle offerte. In primo luogo bisogna impostare il caricamento dei database, in secondo luogo vengono inserite le nuove colonne basate su calcoli effettuati all interno del database stesso. In particolare: è stato impostato il caricamento dei dati dal database mediante l istruzione Load. I dati verranno caricati nella dashboard soltanto dopo aver lanciato il programma attraverso il pulsante di caricamento dati ; sono stati calcolati i Ricavi ed Esborsi degli operatori attivi nel mercato, mediante l utilizzo dell operatore numerico moltiplicativo e delle clausole Resident e Group By ; per Ricavi si intendono gli e/mwh pagati da Terna all operatore; sono calcolati come prodotto tra le quantità vendute e il prezzo accettato. Per le offerte a scendere, cioè i MWh acquistati dall operatore, si parla di esborso ed è sempre calcolato come prodotto tra le quantità comprate e il relativo prezzo riconosciuto. sono state calcolate le quantità mediamente accettate (MWh) attraverso la funzione di aggregazione AVG(), e le clausole Resident e Group By ; I valori medi sono calcolati per operatore, unità produttiva, giorno, ora, tipologia e scopo dell offerta. Il raggruppamento dei dati è stato effettuato mediante la clausola Group By. I valori medi sono utili per poter effettuare dei confronti e per poter valutare gli andamenti delle offerte su diversi periodi temporali; è stato calcolato il prezzo medio accettato ponderato sulle quantità accettate. Sono state utilizzate la funzione di aggregazione SUM(), gli operatori numerici di moltiplicazione e divisione, e le clausole Resident e Group By. Il valore medio è 7 All interno dello script vengono inserite le istruzioni di caricamento dati da database: LOAD [*campo] FROM FileName.qvd. Variando opportunamente l istruzione di carimento è possibile scegliere quali anni caricare (ad esempio: per richiamare i dati del MB del 2010 si scriverà LOAD * FROM MB2010.qvd, mentre per cambiare anno, cioè adattare lo stesso file.qvw ai dati del 2011, sempre per MB, basterà modificare all interno dell istruzione il nome del file.qvd LOAD * FROM MB2011.qvd. Lanciando il caricamento dati i fogli di analisi saranno aggiornati sul nuovo database. 113

115 4.2. CREAZIONE DATABASE stato calcolato come media oraria per operatore, UP, scopo e tipologia di offerta. Come per le quantità, anche il valore medio dei prezzi è utile per poter effettuare confronti e valutazioni su opportuni intervalli temporali; inoltre sono state calcolati i valori cumulati delle quantità offerte e accettate (MWh) riordinate per operatore, UP, giorno e ora a cui l offerta si riferisce. Il calcolo è stato effettuato utilizzando diversi cicli if, le funzioni rowno(), peek() e le clausole Resident e Order By. Resident richiama la tabella di origine dati mentre Order By l ordinamento seguito nell esecuzione dell istruzione Dashboard 1: Valutazione delle offerte presentate e accettate La prima dashboard, Offerte presentate, accettate, e calcolo dei Ricavi ed Esborsi, è finalizzata alla valutazione delle offerte presentate su MSD. La particolarità di questo mercato, a differenza del MGP, è che presenta una struttura di offerta complessa: le offerte sono differenziate per scopo 8, tipologia 9 e sistema remunerativo 10. Inoltre, nel MB il periodo temporale rilevante è il quarto d ora: vengono presentate offerte per ogni quarto d ora di tutte le ore della giornata, con un aumento significativo della quantità di dati da elaborare. Dunque, per semplificare le analisi e i confronti, è stata creata una tabella pivot che permette di valutare le offerte presentate e accettate nel mercato, figura 4.4. Figura 4.4: Esempio Tabella Pivot L offerta è presentata per Operatore, UP, quarto d ora, tipologia e scopo di offerta, e permette di valutare: MWh presentati e accettati; prezzo presentato e accettato (mercato pay as bid); ricavo/esborso sostenuto dall operatore. Oltre alla tabella pivot sono presenti anche altre due tabelle attraverso le quali sono calcolati i TWh totali accettati a salire e scendere nel mercato di riferimento. La prima 8 Risorsa di approvigionamento. 9 Offerte a salire e scendere. 10 Tipologia presente solo nel MB per offerte di Netting, Revoca e Norevoca. 114

116 4.2. CREAZIONE DATABASE tabella è differenziata soltanto per anno mentre la seconda anche per zona italiana. Un esempio, per la prima tabella, è riportato in figura 4.5. Figura 4.5: Esempio tabella di calcolo dei TWh offerti e accettati per anno Inoltre, sono stati inseriti due oggetti raccoglitore che includono vari grafici ad istogramma (sempre di analisi sulle offerte presentate e accettate). Gli oggetti raccoglitore sono molto utili per ridurre lo spazio occupato nella dashboard. Figura 4.6: Oggetto Raccoglitore La figura 4.6 mostra un esempio di oggetto raccoglitore che consente di visualizzare tre diversi grafici ad istogramma: MWh Offerti Accettati : grafico ad istogramma che valuta le offerte a salire in termini percentuali (concetrazioni zonali). Il grafico è dinamico: cliccando sulla zona di interesse si visualizza nel dettaglio quali operatori, quali UP e per quale scopo vengono presentate le offerte; MWh Offerti Accettati : grafico ad istogramma che valuta le offerte a scendere in termini percentuali (concetrazioni zonali). Il grafico è dinamico: cliccando sulla zona di interesse si visualizza nel dettaglio quali operatori, quali UP e per quale scopo vengono presentate le offerte; 115

117 4.2. CREAZIONE DATABASE Ricavo ed Esborso si valutano sempre in termini percentuali i ricavi ed esborsi degli operatori. Si tratta di grafici dinamici: cliccando sulla zona si visualizza il dettaglio. Il secondo oggetto raccoglitore contiene sempre dei grafici ad istogramma dinamici che valutano: MWh offerti e accettati all interno dello stesso grafico sia a salire che scendere in funzione degli operatori; in figura 4.7 è mostrato un esempio: i valori sono calcolati per RS durante tutto il 2010 in Sardegna sia per le offerte a salire (in rosso) che per quelle a scendere (in blu). Gli operatori attivi sono solo tre: Ottana, EON ed Enel, dunque in Sardegna c è poca concorrenza. I valori sono riordinati in ordine decrescente dall operatore per il quale sono stati accettati più MWh, in questo caso Ottana Energia S.p.A, verso quello a cui ne sono stati accettati di meno, Enel S.p.A; Figura 4.7: Esempio grafico MWh a salire e scendere sono inseriti anche altri due grafici ad istogramma all interno dei quali si valutano graficamente i MWh offerti e accettati singolarmente per le offerte a salire e scendere, sempre per operatore; in figura 4.8 è mostrato un esempio sempre per la Sardegna nel 2010 in RS; 116

118 4.2. CREAZIONE DATABASE Figura 4.8: Esempio MWh offerti e accettati a salire grafico ad istogramma sui ricavi ed esborsi degli operatori. In figura 4.9 è mostrato un esempio sempre per la Sardegna in RS nel Dal grafico è evidente come per gli operatori attivi in Sardegna nel 2010 i ricavi siano nettamente superiori agli esborsi. Dal punto di vista del Gestore questo implica maggiori oneri di approvigionamento. Figura 4.9: Esempio ricavi ed esborsi per operatore Dashboard 2: Analisi prezzo quantità Selezionando giorno, ora, scopo e tipologia di offerta è visualizzato un grafico ad istogramma che permette di visualizzare le quantità accettate e il relativo prezzo per unità di produzione e operatore, riordinati in ordine crescente rispetto il prezzo accettato. Questo grafico è utile per analizzare i prezzi di offerta sulle singole unità operative ed avere un riscontro immediato/visivo sulle unità che presentano offerte accettate al prezzo più alto, figura

119 4.2. CREAZIONE DATABASE Figura 4.10: Prezzo accettato per UP Dashboard 3: Differenziale La dashboard n 3 permette di valutare il differenziale definito come differenza tra il prezzo medio 11 a salire 12 e il prezzo medio a scendere 13. L analisi è effettuata attraverso due tabelle, con rispettivi grafici ad istogramma, nelle quali il differenziale è valutato per macrozona (Continente, Sicilia e Sardegna) e per singole zone. Il confronto è effettuato paragonando i valori nel corso degli anni. In questo modo, è possibile analizzare quali siano le zone in cui si verificano aumenti o riduzioni del differenziale. Un aumento del differenziale implica che, nel periodo di riferimento, il prezzo medio delle offerte in vendita dagli operatori al Gestore è maggiore rispetto quello di acquisto. Dunque, il Gestore sosterrà maggiori oneri di approvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento. Al contrario, sosterrà minori costi. L aumento o la riduzione del differenziale potrebbe essere legata a situazioni specifiche della RTN: costruzione di nuovi cavi di interconnessione, UP ferme per manutenunzione, elevata concetranzione zonale etc. Nelle figure 4.11 e 4.12 è mostrato un esempio di tabella e grafico sull andamento del differenziale valutato per macrozona nel 2010 e 2011 per il servizio di riserva secondaria su MB. Tali andamenti saranno spiegati nello specifico in seguito. Figura 4.11: Esempio andamento del differenziale per macrozona 11 Media pesata sulle quantià accettate. 12 Offerte di vendita degli operatori. 13 Offerte di acquisto degli operatori. 118

120 4.2. CREAZIONE DATABASE Figura 4.12: Esempio grafico andamento differenziale per macrozona Dashboard 4: MWh medi Nella dashboard MWh medi vengono valutati i valori medi delle quantità accettate nel mercato. Gli andamenti vengono calcolati per settimane annuali e ore giornaliere confrontandoli tra diversi operatori e diversi anni. I grafici creati sono utili per poter valutare l andamento complessivo dei volumi scambiati a salire e scendere. Nel caso degli andamenti giornalieri si potrebbe confrontare come variano i volumi scambiati per un giorno stabilito tra due diversi anni nel corso delle ore della giornata. Variazioni significative potrebbero essere legate allo sviluppo delle fonti rinnovabili. In figura 4.13 è riportato un esempio di grafico che visualizza l andamento delle quantità mediamente accettate a salire su MB per RS per un giorno tipo lavorativo di marzo tra il 2010 e il Mentre in figura 4.14 è mostrato l andamento annuale. Figura 4.13: Esempio andamento MWh mediamente accettati nel 2010 e

121 4.2. CREAZIONE DATABASE Figura 4.14: Esempio MWh mediamente accettati Dashboard 5: Prezzo medio ponderato L ultima dashboard permette di valutare l andamento annuale del prezzo medio 14 accettato, utile per poter valutare le strategie di offerta dei diversi operatori o per confrontare nel corso degli anni cambiameti nella struttura di presentazione delle offerte. Cambiamenti che potrebbero essere legati, ad esempio, a impianti che diventano essenziali per la sicurezza della rete, quindi per i quali a partire da una certa data i prezzi presentati sono soggetti a regolazione. Sono stati creati: due grafici, uno per le offerte a salire uno per le offerte a scendere, che valutano l andamento medio annuale del prezzo con valori confrontabili tra diversi anni. Ad ogni grafico è associata la relativa tabella. Il tutto è inserito in un oggetto raccoglitore; 14 Pesato sulle quantità accettate. 120

122 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.15: Esempio grafico andamento annuale prezzo medio due grafici, uno per le offerte a salire uno per le offerte a scendere, che valutano l andamento medio annuale del prezzo con valori confrontabili tra diversi operatori. Ad ogni grafico è associata la relativa tabella. Il tutto è inserito in un oggetto raccoglitore; In figura 4.16 è riportato un esempio di confronto dei prezzi mediamente accettati in Sardegna nel 2010 per RS. Figura 4.16: Esempio grafico andamento prezzo medio per operatore 4.3 Alcuni risultati ottenuti Utilizzando le dashboard spiegate nei paragrafi precedenti sono stati analizzati i dati scaricati dal sito del GME. L analisi è incentrata sul: confronto tra i diversi anni sulla presentazione e accettazione delle diverse tipologie di offerta tipiche del MSD (RS, altri servizi, AS, AC in vendita e acquisto); sulla ricerca di impianti divenuti essenziali per la sicurezza della RTN; 121

123 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI sulla ricerca di eventuali stategie di presentazione delle offerte da parte degli operatori attivi nel mercato Riserva Secondaria Per riserva secondaria si intende il fabbisogno approvigionato da Terna sul MSD al fine di compensare squilibri tra domanda e offerta di energia elettrica, e mantenere il livello di frequenza al valore ottimale (si veda il paragrafo 2.4.2). Tale risorsa è considerata molto pregiata grazie i rapidi tempi di intervento (ordine di qualche minuto), i quali rendono la RS utile sopratutto nella fase di bilanciamento in tempo reale. Per questo motivo l analisi riportata nel paragrafo successivo è incentrata sul MB Risultati del monitoraggio sulla RS nel MB Utilizzando la dashboard n 1 sono stati valutati i TWh complessivamente scambiati su MB per RS tra il 2010 e il 2013; Come si vede dalla figura 4.17 le quantità accettate per RS a scendere rimangono circa costanti, mentre aumentano quelle legate alle offerte a salire, quindi di vendita dall operatore al Gestore. L aumento, di circa 0,3 TWh, se pur non significativo, potrebbe essere legato allo spostamento delle azioni di Terna sul bilanciamento in tempo reale, rispetto la fase di programmazione, come conseguenza delle riforme introdotte nel MSD. Figura 4.17: TWh complessivamente scambiati su MB per RS Attraverso la dashboard n 3 e 5 è stato valutato il differenziale per macrozona e l andamento dei prezzi medi presentati/accettati nel MB nel corso degli anni. In particolare è stata riscontrata una situazione più critica in Sardegna, dove i valori del differenziale sono più alti rispetto Sicilia e Continente; e per la quale si verifica inzialmente un aumento, tra il 2010 e il 2011, passando da circa 225,65 e/mwh a 290,19 e/mwh (figura 4.11) e successivamente, tra il 2012 e il 2013, una forte diminuzione, passando da circa 255,65 a 24,62 e/mwh, figura 4.18 e

124 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.18: Differenziale tra Nonostante la leggera diminuzione tra il 2011 e 2012, il differenziale in Sardegna si mantiene su livelli molto superiori rispetto le altre macrozone. Alto differenziale implica aumento degli oneri di approvigionamento dovuto al più alto prezzo medio in vendita rispetto quello in acquisto. Questa situazione potrebbe essere legata alla poca concorrenza presente in Sardegna, nella quale sono attivi solo 3 operatori con 3 UP: Figura 4.19: Operatori attivi in Sardegna La concorrenza in Sardegna rimane bassa anche nel 2013, dove però si ha una fortissima riduzione del differenziale che diventa anche inferiore a quello delle altre macrozone (24,62 e/mwh). Questa riduzione potrebbe essere legata a una variazione dei prezzi presentati da uno degli operatori attivi. Attraverso la dashboard n 5 sono stati analizzati, sia a salire che a scedere, gli andamenti del prezzo medio presentato nel corso degli anni, al fine di ricercare una variazione dei prezzi offerti, quindi accettati, in uno dei 3 operatori attivi. La ricerca ha avuto riscontro positivo sia in termini di offerte di vendita che di acquisto. La forte riduzione del differenziale è legata alla riduzione del prezzo medio presentato da Ottana Energia S.p.A nelle offerte di vendita, e da un aumento del prezzo presentato nelle offerte di acquisto. Tali variazioni sono legate all iscrizione dell unità di produzione UP STTNNRGSRL 1 (centrale termoelettrica a gas naturale) nell elenco degli impianti 123

125 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI essenziali alla sicurezza della rete 15. Il prezzo medio per le offerte di vendita si mantiene molto al di sotto di quello presentato dagli altri operatori, figura 4.20, mentre quello in acquisto al di sopra degli altri utenti, figura L UP al fine di assicurare l approvigionamento di riserva secondaria e dati i vincoli tecnici di esercizio dell impianto, necessita il funzionamento continuo della caldaia almeno al minimo carico ed il turboalternatore in parallelo con la rete di trasmissione nazionale, è stata quindi compresa nell elenco degli impianti essenziali per la sicurezza della rete. Per approfondimenti si rimanda alla delibera del 28 Dicembre /2012/R/EEL dell Autorità per l energia elettrica e il gas. 15 L elenco degli impianti essenziali per la sicurezza della rete è pubblicato anualmente da Terna sul proprio sito: Allegato A.27 del Codice di Rete - Elenco degli impianti di produzione essenziali per la sicurezza del sistema elettrico. 124

126 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.20: Prezzo medio per RS nel

127 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.21: Prezzo medio 2013 in acquisto 126

128 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Offerte di Minimo e in Accensione La progressiva diffusione delle fonti rinnovabili non programmabili, come già spiegato nel capitolo precedente, ha complicato il funzionamento del mercato elettrico. Essendo impianti non prevedibili sono aumentati gli errori di previsione del carico residuo da bilanciare in tempo reale con un aumento degli oneri di approvigionamento (contrastando l iniziale tendenza di riduzione degli oneri legata alle novità introdotte nel 2010 sulle regole di dispacciamento). Inoltre, in una situazione di overcapacity e riduzione della domanda, si è ridotta la quota di carico soddisfatta su MGP da unità termoelettriche, rendendo più complesso il compito di gestione della rete a Terna, che quindi si è trovata a dover incrementare le accensioni o il funzionamento al minimo tecnico degli impianti termoelettrici, al fine di garantire opportuni margini di riserva. La produzione rinnovabile è concentrata nelle ore diurne, accentuando la distanza tra il minimo carico diurno e il massimo carico residuo serale [2]. Tale distanza è raccordata attraverso una rampa di presa di carico serale che sta diventando più ripida rispetto la rampa mattutina. Per soddisfare tali rampe è necessario far ricorso a impianti che siano facilmente modulabili e caratterizzati da brevissimi tempi di risposta e vincoli di permanenza in servizio trascurabili. Tale situazione è stata verificata analizzando le offerte di minimo (AS OFF) e le offerte di accensione (AC OFF) nella fase di programmazione e di bilanciamento in tempo reale, mantenendo separata l analisi per impianti termoelettrici e idroelettrici. Come risulta dai risultati, figura 4.22, nel corso degli anni è aumentata la quota di TWh accettati in accensione per unità termoelettriche, passando da 7,1 TWh nel 2011 a 12,8 TWh nel La quota legata agli impianti idroelettrici risulta marginale perchè le unità termoelettriche sono più facilmente modulabili rispetto quelle idroelettriche. Questa situazione è particolarmente concetrata nella fase di programmazione rispetto quella in tempo reale. Tuttavia nel MB sono concentrati i gettoni di avviamento con un valore medio del prezzo in aumento nel corso degli anni, figura Come mostrato in figura 4.24 le offerte in spegnimento su MB e per unità idroelettriche sono soggette a piccole variazioni; per le unità termoelettriche il cambiamento è più marcato nel 2013 dove i TWh accettati passano da 1,05 a 2,86 TWh. 127

129 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.22: Offerte di minimo in accensione Figura 4.23: Offerte in AC Figura 4.24: Offerte di minimo in spegnimento 128

130 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Offerte di Minimo in accensione: Sardegna Nel 2009 è stato costruito in Sardegna il nuovo cavo, SAPEI, di inteconnessione tra la Sardegna e il Continente. Per garantire il funzionamento in piena sicurezza di tale cavo Terna deve accettare le offerte derivanti dall impianto di Fiumesanto di E.ON Energy Trading S.p.A. Tale unità di produzione fa parte della lista di impianti considerati essenziali per la sicurezza della rete, paragrafo Dunque, il prezzo massimo offerto è regolato ed è non superiore ai costi variabili dell UP. Tuttavia, anche se l operatore non è libero di aumentare il prezzo di vendita dell energia, può sfruttare la propria posizione di centralità, mantendendo spento l impianto nelle precedenti sessioni del MI, e presentare delle offerte in accensione al prezzo massimo consentito, con la sicurezza dell accettabilità delle proprie offerte da parte del Gestore. Terna accetterà le offerte di vendita di E.ON anche se di prezzo superiore rispetto ad altre offerte derivanti da altri operatori. Per verificare tale strategia, è stato scelto un giorno di analisi di pieno funzionamento del cavo SAPEI, figura 4.25: 13 Ottobre 2011 alle ore 12,00. In questa giornata il cavo è in pieno funzionamento, il controllo è necessario per evitare di effettuare l analisi in giorni in cui il cavo è in parziale funzionamento dovuto a opere di manutenzione. La verifica è effettuata controllando gli esiti del mercato nella sezione transiti dal sito del GME 129

131 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.25: Verifica transiti di rete nel giorno: 13/10/2011 In seguito, è stata analizzata l offerta tramite tabella pivot, figura Come mostrato in figura per l UP FIUMESANT 2 è accettata un offerta di minimo tecnico in accensione di 36 MWh a 399 e/mwh. E stato poi verificato che l UP fosse spenta su MI attraverso il database creato da Rèmi Colbalchini [4]. 130

132 Figura 4.26: Offerta in AS OFF 13/10/ ALCUNI RISULTATI OTTENUTI

133 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Questa situazione non è un caso isolato sulla giornata analizzata ma si verifica ripetutamente tra il 2010 e il Offerte di non riserva secondaria (NRS) Infine sono state analizzate tutte le offerte tranne la RS e i gettoni di avvimento. Essendo offerte di NRS il differenziale è valutato per zone 16. Nello specifico saranno analizzate le zone: Nord, Sardegna e Sicilia Nord Nella zona Nord il differenziale tra il 2010 e il 2013 ha subito un lieve aumento. Il Nord, a differenza delle zone insulari, è caratterizzato dalla presenza di molti operatori attivi. Quindi, l aumento del differenziale non è legato alla scarsa concorrenza presente, ma sarà dovuto alla presenza di determinati impianti che tra il 2010 e il 2013 sono diventati attivi nel MSD. In figura4.27 è mostrato l andamento tra il 2010 e il Figura 4.27: Differenziale Nord NRS In prima analisi sono state analizzate le offerte di vendita del In figura 4.28 è mostrato il prezzo medio accettato differenziato per operatore. Gli operatori per i quali si verifica il maggior prezzo medio di vendita sono: Trafigura Electricity Italia S.p.A e Edison Trading S.p.A. Dunque sono state analizzate le UP per le quali sono state accettate offerte a prezzo maggiore. Escludendo tali UP, è stato rivalutato il differenziale tra il 2010 e il 2011, con i seguenti risultati: 1. escludendo l unità operativa UP CNTRLLTTRG 1 il differenziale del 2011 è rimasto maggiore di quello del Mentre la RS viene valutata su base macrozonale. 132

134 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI 2. escludendo SANQUIRICO 1 (Edison) il differenziale è diminuito, figura Figura 4.28: e/mwh medio pesato per operatore 2011 Figura 4.29: Differenziale escludendo Sanquirico Tale ricerca ha permesso di identificare quale impianto ha determinato l aumento del differenziale. Si tratta dell impianto a Ciclo Combinato SANQUIRICO 1. Nel 2010 non è attivo su MSD infatti non sono state trovate offerte per tale UP. Nel 2011 ha contribuito per circa il 29% ai volumi scambiati per offerte a salire nel MSD, figura

135 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.30: Concentrazione UP per offerte a salire nel 2011 In seconda analisi sono state analizzate le offerte di vendita tra il 2012 e il Nel 2012 il differenziale è molto alto, ma questa volta non dipende dall impianto a CC Sanquirico, ma da un altro impianto sempre di Edison Trading S.p.A: UP TORVISCOSA 1, figura Figura 4.31: e/mwh medi nel 2012 Escludendo tale unità operativa il differenziale si riduce, figura

136 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.32: Differenziale esclusa l UP TORVISCOSA 1 Tale riduzione potrebbe essere legata all iscrizione dell unità Torviscosa 1 all elenco degli impianti essenziali, Allegato A.27 del Codice di Rete. Infatti, tra il 2011 e il 2013 si riduce il prezzo medio di vendita dell unità, figura Figura 4.33: e/mwh medio per UP TORVISCOSA Sardegna Il differenziale tra il 2010 e il 2011 ha subito un forte aumento. L aumento potrebbe essere legato a una riduzione della concorrenza presente sull isola. Tra il 2012 e il 2013 il differenziale si è ridotto moltissimo, grazie all entrata in funzione del secondo cavo SAPEI di interconnessione dell isola con il continente, figura

137 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.34: Differenziale Sardegna Seguendo lo stesso procedimento utilizzato per il Nord sono stati individuati i due operatori per i quali si hanno i maggiori prezzi di vendita: Ottana Energia S.p.A e EON Energy Trading S.p.A. Escludendo le loro UP dal calcolo del differenziale, il valore del 2011 è diminuito fortemente passando da circa 214 e/mwh a 72 e/mwh. Inoltre, nel 2013, la riduzione del differenziale rispetto gli anni precedenti è dovuta anche all iscrizione delle UP di Ottana Energia e di EON all interno dell elenco degli impianti essenziali per la sicurezza della rete. Figura 4.35: e/mwh medio Ottana Energia S.p.A

138 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.36: e/mwh medio EON Sicilia Il differenziale tra il 2010 e il 2011 è diminuito di circa 33 e/mwh, mentre tra il 2011 e il 2012 è aumentato di circa 20 e/mwh. Nel 2013 è diminuito passando da 150,12 e/mwh a 138,687 e/mwh, figura Figura 4.37: Differenziale Sicilia Gli operatori attivi in Sicilia sono: E.ON Energy Trading S.p.A; Edipower S.p.A; Edison Trading S.p.A; Enel Produzione S.p.A; 137

139 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI ERG S.p.A. Analizzando singolarmente le offerte degli operatori nel 2011 si è riscontrata una riduzione del prezzo medio di vendita presentato da E.ON e da Edipower, escludendoli dal calcolo del differenziale il valore aumenta da 130 e/mwh a 156 e/mwh, mentre quello del 2010 diminuisce da 163,43 e/mwh a 143,2 e/mwh, come conseguenza della riduzione del prezzo offerto in vendita. Le UP sono state identificate come unità essenziali per la sicurezza della rete nel Le rispettive unità operative per E.ON ed Edipower sono: unità operativa di Trapani: UP TRAPANI C1, UP TRAPANI C2; unità operativa di San Fiorano: UP S.F. DEL 1/6. Edison ed ERG sono attivi in Sicilia dal 2011, escludendoli dal calcolo del differenziale il valore rimane circa costante, dunque non sono gli operatori che hanno determinato la riduzione del prezzo. Enel si mantiene su valori medi circa costanti. Nel 2012 il differenziale aumenta. Tale aumento potrebbe essere legato a un aumento del prezzo presentato dalle UP essenziali. Nel 2013 il differenziale torna a diminuire, infatti come mostrato in figura 4.38 e 4.39, il prezzo medio di vendita dopo l aumento del 2012 torna a diminuire nel Figura 4.38: e/mwh medio Edipower

140 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.39: e/mwh medio E.ON MWh accettati In questo paragrafo verranno mostrati gli andamenti dei MWh accettati durante il corso degli anni, suddividendo l analisi tra offerte di RS e NRS, tra MSD ex-ante ed MB Mercato di Bilanciamento Le importanti riforme introdotte tra il 2010 e il 2011 hanno determinato una riduzione degli oneri di dispacciamento e favorito lo spostamento delle azioni del Gestore sul MB rispetto il MSD ex-ante (capitolo 2 e 3). Tra il 2010 e il 2011, facendo riferimento al MB per RS, figura 4.40 e 4.41, sono aumentati i volumi scambiati sia a salire (volumi che generano ricavi agli operatori) che a scendere. L aumento si è verificato anche tra il 2012 e il 2013, con un corrispondente aumento degli oneri di approvigionamento, figura I grafici presentati sono relativi alla fase di bilanciamento in tempo reale poichè la RS, come già spiegato, è utilizzata sopratutto nel MB, grazie i rapidi tempi di risposta. 139

141 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.40: MWh accettati a salire per RS su MB Figura 4.41: MWh accettati a scendere per RS su MB Figura 4.42: Oneri di dispacciamento per MB in RS In seguito sono riportati gli andamenti globali delle offerte accettate di non riserva secondaria, figura 4.43 e 4.44, mentre in figura 4.45 sono mostrati i valori relativi agli oneri di dispacciamento. In questo caso nel 2011 sono diminuiti i volumi scambiati a salire mentre sono aumentati quelli scambiati a scendere, con una riduzione dell onere netto sostenuto da Terna (relativo alla sola componente di offerte di NRS), passando da circa 404 Mea 166 Me. Nel 2012 si verifica un ulteriore diminuzione dell onere netto sostenuto da Terna su MB rispetto l anno precendente. 140

142 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.43: MWh accettati a salire su MB per NRS Figura 4.44: MWh accettati a salire su MB per NRS Figura 4.45: Oneri di dispacciamento per MB in NRS Valori Complessivi Analizzando il MB complessivamente si ottengono i seguenti risultati, figura

143 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.46: MWh scambiati su MB Ai valori complessivi mostrati in figura 4.46 corrispondono i seguenti oneri, figura Figura 4.47: Oneri di dispacciamento MB MSD ex-ante In figura 4.48 e 4.49 sono mostrati gli andamenti per il MSD ex-ante La RS è utlizzata su MB quindi per la fase di programmazione si farà riferimento solo a offerte di NRS 142

144 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.48: MWh accettati a salire su MSD per NRS 2010/11 Figura 4.49: MWh accettati a scendere su MSD per NRS 2010/11 I volumi scambiati per NRS su MSD nel 2011 sono in riduzione come conseguenza dello spostamento delle azioni di Terna sul bilanciamento in tempo reale. A tale riduzione si accompagna una riduzione dell onere netto di approvigionamento delle risorse per il servizio di dispacciamento sostenuto dal Gestore. Nel 2013 i volumi, rispetto il 2012, sono in aumento. L aumento è dovuto allo sviluppo delle fonti rinnovabili non programmabili. A tale aumento si accompagna un aumento dell onere netto sostenuto da Terna, figura

145 4.3. ALCUNI RISULTATI OTTENUTI Figura 4.50: Oneri Terna su MSD ex-ante per NRS Valori complessivi Complessivamente su MSD ex-ante sono stati scambiati per NRS i seguenti volumi, figura 4.51, a cui corrispondono i seguenti oneri, figura Figura 4.51: Volumi scambiati su MSD ex-ante Figura 4.52: Oneri MSD ex-ante Conclusioni Complessivamente, negli ultimi anni, i volumi scambiati su MSD ex-ante ed MB sono in aumento. Soprattutto per quanto riguarda il mercato di bilanciamento in tempo reale. Questi grafici evidenziano la tendenza del Gestore a spostare le proprie azioni dalla fase di programmazione a quella di bilanciamento in tempo reale. Questo è legato allo sviluppo delle fonti rinnovabili non programmabili, che rendono più difficile la previsione della domanda di energia, determinando un aumento dell onere netto di approvigionamento per il servizio di dispacciamento sostenuto dal Gestore. I risultati delle analisi, quindi, hanno verificato questa situazione evidenziando una inziale riduzione dell onere netto sostenuto dal gestore tra il 2010 e il 2011, grazie alle nuove regole di dispacciamento (vedi capitolo 2), e un successivo aumento dell onere netto, dovuto allo sviluppo 144