UNIVERSITA DEGLI STUDI DI CASSINO FACOLTA DI INGEGNERIA

UNIVERSITA DEGLI STUDI DI CASSINO FACOLTA DI INGEGNERIA DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA INDUSTRIALE DOTTORATO DI RICERCA IN INGEGNERIA ELETTRICA E DELL INFORMAZIONE TESI DI DOTTORATO MERCATO ELETTRICO LIBERALIZZATO: GESTIONE OTTIMALE CON UN APPROCCIO DI DECOMPOSIZIONE/COORDINAMENTO Giovanni Mercurio Casolino NOVEMBRE 2003

UNIVERSITA DEGLI STUDI DI CASSINO FACOLTA DI INGEGNERIA DIPARTIMENTO DI INGEGNERIA INDUSTRIALE DOTTORATO DI RICERCA IN INGEGNERIA ELETTRICA E DELL INFORMAZIONE TESI DI DOTTORATO MERCATO ELETTRICO LIBERALIZZATO: GESTIONE OTTIMALE CON UN APPROCCIO DI DECOMPOSIZIONE/COORDINAMENTO TUTOR Chiar.mo Prof. Ing. Arturo Losi CANDIDATO Giovanni Mercurio Casolino COORDINATORE Chiar.mo Prof. Ing. Giovanni Busatto NOVEMBRE 2003

MERCATO ELETTRICO LIBERALIZZATO: GESTIONE OTTIMALE CON UN APPROCCIO DI DECOMPOSIZIONE/COORDINAMENTO

Indice Introduzione 1 Parte Prima 3 1.1 Generalità................................ 4 1.2 La gestione del sistema elettrico.................... 6 1.2.1 Il bilancio di potenza...................... 6 1.2.2 L affidabilità, la sicurezza e la qualità............. 7 1.2.3 La generazione economica................... 9 1.3 La richiesta di deregolamentazione.................. 11 1.3.1 L evoluzione verso il mercato competitivo........... 11 1.3.2 Le particolarità del settore elettrico.............. 13 1.4 Il passaggio al modello liberalizzato.................. 15 1.4.1 Coordinamento......................... 15 1.4.2 Sicurezza ed economia..................... 16 1.4.3 Dispacciamento e bilanciamento in tempo reale....... 17 1.5 Gli approcci utilizzati.......................... 18 1.5.1 L approccio MaxISO (power exchange)............ 20 1.5.2 L approccio MinISO (contratti bi/multi-laterali)....... 21 1.6 Il mercato ed il sistema elettrico.................... 23 1.6.1 Le congestioni.......................... 24 1.6.2 Le tariffe di trasmissione.................... 26 1.7 Lo stato attuale della liberalizzazione................. 27 1.7.1 I mercati fondati sull OPF................... 27 1.7.2 Il mercato Nordico (Nord Pool)................ 34 1.7.3 I mercati statunitensi basati sull ATC............. 40 1.8 Alcune considerazioni.......................... 45 Parte Seconda 50 2.1 La liberalizzazione e la rete elettrica.................. 51 2.2 Il modello liberalizzato e le congestioni................ 54 2.3 Problema Generale........................... 62 2.4 Decomposizione Mercato-Rete..................... 65 2.4.1 La decomposizione del problema tecnico-economico..... 65 i

Indice 2.5 Il modello di decomposizione adottato................ 70 2.5.1 Il modello coordinato di scambio multilaterale........ 70 2.5.2 La formulazione degli scambi................. 72 2.5.3 L azione del gestore di rete................... 75 2.5.4 Alcuni cenni al problema delle perdite............ 77 2.6 Problema di Mercato.......................... 79 2.7 Problema di Rete............................ 82 2.8 Confronto dei problemi......................... 85 2.9 Analisi decomposizione Mercato-Rete................. 88 2.10 Algoritmo di limitazione........................ 92 2.10.1 Primo criterio di limitazione.................. 93 2.10.2 Secondo criterio di limitazione................. 96 2.11 Algoritmo Mercato-Rete........................ 98 2.11.1 Fase di Setup.......................... 98 2.11.2 Fase di Run........................... 100 2.12 Risultati numerici............................ 102 2.12.1 Gli scambi iniziali del mercato................. 104 2.12.2 Le decurtazioni di rete (curtailment)............. 105 2.12.3 Gli scambi addizionali del mercato.............. 107 2.12.4 Curtailment addizionale.................... 108 2.12.5 Fasi successive.......................... 109 2.12.6 Risultati e osservazioni..................... 110 2.12.7 Esempio algoritmo di limitazione............... 114 2.12.8 Primo criterio di limitazione.................. 115 2.12.9 Secondo criterio di limitazione................. 120 2.12.10 Conclusioni........................... 142 2.13 Un possibile approccio alla ripartizione delle perdite......... 143 2.13.1 La ripartizione delle perdite.................. 143 2.14 La gestione in linea della rete elettrica................ 146 2.14.1 La regolazione di frequenza.................. 146 2.14.2 La regolazione di tensione................... 148 Appendice 151 I moltiplicatori associati alle equazioni di load-flow............ 152 Definizione dei parametri di sensitivita................... 156 Derivate per il calcolo dei parametri di sensitivita............. 160 Analisi di P (V,ϑ) V e P (V,ϑ) ϑ in assenza di perdite di potenza attiva..... 162 Bibliografia 164 ii

Introduzione Introduzione La liberalizzazione del mercato dell energia elettrica ha portato alla definizione di un nuovo paradigma per la gestione del sistema elettrico. I modelli tradizionali, sviluppati per un regime monopolistico, sono infatti inadeguati alle mutate condizioni del settore. Con la nuova struttura ci si aspetta il raggiungimento di tre obiettivi: mantenere la sicurezza di rete, garantire la qualità del servizio, promuovere l efficienza economica. Per soddisfare queste esigenze, l operatore di sistema (ISO) è considerato l agente che deve garantire un accesso paritetico alla rete elettrica, assicurandone la sicurezza del funzionamento. I vari modelli proposti per l azione del gestore di rete si differenziano per gli obiettivi dell azione stessa e per l autorità che viene concessa a tale operatore; fondamentalmente, però, è possibile individuare due strutture in contrapposizione. La prima indicata con MaxISO, trova origine nel poolco model anglosassone, e si propone di raggiungere l efficienza del mercato attraverso una vasta opera di regolamentazione. In tale modello i produttori ed i consumatori partecipano ad un asta gestita dall operatore di sistema, il quale si occupa di garantire la sicurezza del sistema e di promuoverne l efficienza attraverso un opportuno sistema di prezzi. La seconda struttura, indicata con MinISO, è basata sul modello coordinato di scambio multilaterale e preferisce limitare l autorità del gestore di rete al mantenimento della sicurezza del sistema elettrico, riducendo così la necessità di regolamentare il mercato. Nel MinISO, le decisioni riguardanti il mercato e la sicurezza vengono prese separatamente: mentre i soggetti economici si occupano delle decisioni di mercato, l operatore di sistema garantisce il rispetto dei vincoli di rete. Nell ambito della tesi viene esaminata la possibilità di applicare i principi di decomposizione e coordinamento alla gestione ottimale del mercato elettrico, concordemente alla logica MinISO, attraverso la formulazione di un modello generalizzato 1

Introduzione che porti in conto il reattivo e i vincoli del sistema elettrico nella loro complessità. Lo studio è condotto con l intento di separare la trattazione delle questioni tecniche della rete elettrica e quelle economiche del mercato, mirando alla definizione di una struttura che, partendo da tale separazione, permetta il coordinamento degli operatori tecnici ed economici coinvolti. Si cerca inoltre di valutare l influenza del reattivo sul mercato e di proporne il trattamento. Nell ottica di favorire la comprensione della tematica trattata, la tesi viene divisa in due parti. Nella prima parte si esaminano le particolarità connesse alla liberalizzazione del settore elettrico e le motivazioni che hanno indotto al cambiamento, analizzando le problematiche introdotte dal passaggio ad un modello liberalizzato. Vengono descritte, inoltre, le correlazioni esistenti tra gli aspetti tecnici ed economici del problema, valutando le soluzioni possibili per il passaggio alla logica competitiva. Nella seconda parte l attenzione viene focalizzata sulla formulazione di un modello economico per la liberalizzazione del mercato elettrico, nel quale la gestione degli aspetti tecnici ed economici sia trattata separatamente. L analisi viene condotta inizialmente su un problema non decomposto per il quale vengono esaminati, attraverso una descrizione analitica, gli aspetti legati alle congestioni e alla formazione dei prezzi di mercato. Viene poi studiato un problema equivalente, mirato al raggiungimento della stessa soluzione, ma contraddistinto da una struttura decentralizzata. Nella tesi la formulazione del problema decomposto avviene attraverso l introduzione di due sottoproblemi, definiti in modo che le loro condizioni di ottimo, viste complessivamente, coincidano con quelle del problema non decomposto originale. Vengono poi definite le informazioni di scambio necessarie al raggiungimento di una soluzione comune e un criterio di convergenza. La trattazione si conclude riportando i risultati numerici derivanti dall applicazione dell algoritmo implementato. 2

PARTE PRIMA

1.1 Generalità 1.1 Generalità Finora i mercati dell energia elettrica sono stati gestiti attraverso modelli organizzativi propri dei sistemi integrati verticalmente. In tali modelli il mercato è affidato ad un unico soggetto, realizzando quindi un monopolio, regolamentato dallo stato. I motivi che hanno portato a questa soluzione sono stati legati da una parte ai vantaggi offerti dai sistemi integrati verticalmente, come ad esempio le forti economie di scala e l uso ottimale delle risorse naturali, e dall altra al bisogno di semplificare i problemi organizzativi che caratterizzavano le fasi iniziali della formazione del sistema elettrico. Nonostante tale organizzazione abbia permesso progressi considerevoli nelle caratteristiche di sicurezza del funzionamento e qualità del servizio elettrico, consentendo la realizzazione della struttura elettrica attuale, lo sviluppo dei sistemi elettrici, unita all esigenza di una migliore efficienza economica, ha portato a richiedere un cambiamento dei metodi di gestione del mercato. Questo ha spinto il sistema verso una maggiore deregolamentazione, fondata sul bisogno di una maggiore competitività. Nel corso di tale processo è mutata la concezione stessa dell energia elettrica che ha perso la sua connotazione di bene pubblico per divenire, a tutti gli effetti, una merce libera [1]. La necessità di favorire la competizione dei soggetti economici ha indotto gli stati a modificare la struttura economica del settore elettrico per adattarla a quella dei modelli economici liberalizzati. Ad esempio il Regno Unito, agli inizi degli anni novanta, sulla base dei benefici ottenuti dalla deregolamentazione in altri settori come quello delle telecomunicazioni e delle compagnie aeree, ed in un clima politico favorevole al concetto di deregolamentazione, ha iniziato a ristrutturare il suo sistema elettrico, cercando di promuovere, attraverso la nascita di compagnie private, la vendita concorrenziale dell energia elettrica. La stessa strada è poi stata seguita, sebbene con modalità diverse, dalla Norvegia, dall Australia, dalla Nuova Zelanda 4

1.1 Generalità e nel 1992, attraverso il National Energy Policy Act (NEPA), dagli Stati Uniti. Il processo di liberalizzazione del settore elettrico, attuato attraverso una serie di direttive a livello nazionale e internazionale ha portato alla definizione di forme di mercato anche fortemente differenti, in relazione soprattutto all assetto che ciascun sistema elettrico possedeva precedentemente [2]. Questo ha condotto alla formazione di strutture organizzative più o meno conservative, caratterizzate da una maggiore o minore centralizzazione [3], che trovano la loro origine nelle ragioni storiche, politiche ed economiche dei singoli paesi [4]. Fondamentalmente, comunque, i modelli proposti attualmente operano secondo tre metodi di base. Il primo, indicato come optimal power flow (OPF), può essere trovato, seppure sotto realizzazioni differenti, nel Regno Unito, in parte degli Stati Uniti, in Australia e in Nuova Zelanda. Il secondo, detto delle tariffe puntuali, basato sul controllo delle congestioni per aree di prezzo, trova la sua applicazione nel mercato Nordico e quindi in paesi come la Norvegia e la Svezia. L ultimo modello, fondato sugli scambi bilaterali, è rappresentato, infine, dal modello statunitense per il controllo delle transazioni (ATC). Ognuno di questi metodi possiede vantaggi e svantaggi e presenta un diverso impatto sulla sicurezza del sistema elettrico e sul mercato dell energia elettrica. Al momento non esiste un metodo nettamente superiore agli altri e la sfida maggiore è quella di coordinare efficacemente l azione dei molteplici individui al fine di preservare il buon funzionamento del sistema elettrico, senza sacrificare l efficienza economica. E intuibile, in questi termini, che un discorso basato su un principio di regolamentazioni mal si concili con l idea di liberalizzazione. Una soluzione a questi ed altri problemi può provenire dalla nascita di nuovi modelli, ottenuti combinando le soluzioni di un mercato decentralizzato con l uso dell optimal power flow [5]. Tali modelli presentano caratteristiche che ben si adattano alle esigenze del nuovo mercato e possono rappresentare la via per il conseguimento del traguardo tecnico-economico ricercato. 5

1.2 La gestione del sistema elettrico 1.2 La gestione del sistema elettrico Per capire come sono nati e come si sono sviluppati i modelli liberalizzati è necessario far riferimento alle problematiche connesse alla gestione della rete elettrica. Lo scopo del sistema elettrico è quello di assicurare il raggiungimento di tre obiettivi, rappresentati dal soddisfacimento del bilancio di potenza, dalla garanzia di affidabilità della rete elettrica e da una condizione di convenienza economica del mercato. Partendo dal modello tradizionale vengono allora esaminati i cambiamenti ed i problemi introdotti dalla liberalizzazione. 1.2.1 Il bilancio di potenza Per consentire il corretto funzionamento del sistema elettrico è necessario assicurare il mantenimento del bilancio di potenza, in modo che la potenza erogata dai generatori soddisfi istante per istante la richiesta dei carichi. Per garantire tale condizione, devono essere operate una serie di decisioni, atte a coordinare efficacemente le risorse disponibili e garantire il bilancio richiesto. Nel modello tradizionale, tali decisioni vengono prese dall operatore del sistema elettrico e si articolano in tre fasi. Nella prima fase, viene operata l acquisizione delle risorse del sistema elettrico. Tale fase serve a valutare l evoluzione negli anni delle risorse disponibili e di quelle richieste, allo scopo di prevedere con qualche anno di anticipo come soddisfare la domanda del carico. La seconda fase (scheduling), con periodi di previsione dell ordine del giorno, della settimana o dell anno, si articola in più funzioni che riguardano l hydro scheduling (ossia la stima nel tempo della riserva d acqua disponibile per le centrali idroelettriche), la maintenance scheduling (che riguarda la scelta di quali centrali termiche fermare per manutenzione), l interchange schedule tra le compagnie ed infine l unit commitment (nel quale vengono determinati i generatori da attivare o 6

1.2 La gestione del sistema elettrico disattivare per la nuova settimana). La terza ed ultima fase del bilancio di potenza è relativa al dispacciamento e viene eseguita in linea. In essa vengono svolte le funzioni del dispacciamento economico, aumentando o diminuendo il livello di generazione in accordo con il costo del combustibile e del controllo di generazione automatica e garantendo un bilancio continuo tra la potenza generata e quella assorbita. Inoltre, vengono anche considerate le problematiche connesse alla corretta gestione della potenza reattiva, allo scopo di mantenere il livello di tensione in un intervallo accettabile rispetto al valore di riferimento; tali aspetti vengono portati in conto attraverso metodi di dispacciamento e previsione simili a quelli utilizzati per la potenza attiva, anche se con livelli di complessità e sofisticazione minori. Le perdite di potenza attiva della rete si ritengono sempre incluse nella funzione del bilancio di potenza. Le perdite sono, infatti, considerate nel modello tradizionale come una parte della generazione totale necessaria a far fronte alla richiesta complessiva dei carichi e sono tipicamente sostenute da un insieme di generatori appartenenti ad una stessa compagnia. Diversamente dal modello tradizionale, in cui l allocazione delle perdite non determina problemi, si vedrà che essa può essere causa di complessità nell ottica del nuovo mercato. 1.2.2 L affidabilità, la sicurezza e la qualità Nel sistema elettrico il bilancio tra potenza generata ed assorbita deve essere mantenuto nel tempo, ai fini di assicurare la continuità dell alimentazione ai carichi anche in seguito a disturbi o malfunzionamenti del sistema. La capacità di garantire tale condizione, rispettando la qualità di fornitura del servizio, prende il nome di affidabilità del sistema elettrico. Affinchè tale proprietà possa essere soddisfatta, devono essere prese in considerazione opportune misure di sicurezza sia per il lato di generazione che per quello 7

1.2 La gestione del sistema elettrico di trasmissione. Tipicamente, per evitare problemi, si opera in modo da garantire una capacità di generazione disponibile superiore a quella prevista per la domanda. In questo modo la riserva di generazione, normalmente inutilizzata, viene messa a disposizione ogni qual volta eventi inattesi (come malfunzionamenti dei generatori o aumento della domanda) ne rendano necessario l impiego. Oltre al lato di generazione, ulteriori richieste per il mantenimento dell affidabilità del sistema vengono introdotte dalla presenza della rete di trasmissione. Esistono infatti diversi limiti operativi che coinvolgono tutti i componenti del sistema di trasmissione. Tali limiti dipendono da molti fenomeni e portano in conto limiti termici, limiti di tensione e limiti di stabilità. Il sistema elettrico è, inoltre, soggetto a disturbi imprevedibili come ad esempio fulminazioni, danneggiamenti sulle linee e malfunzionamento dei generatori. Ognuno di tali fenomeni determina una ridistribuzione della potenza generata e concorre ad un possibile sovraccarico delle linee. Per motivi di sicurezza viene quindi installato un sistema di protezione in modo da disconnettere i componenti sovraccaricati. Un possibile risultato del sovraccarico sulla linea congestionata è che la potenza ridistribuita può portare al sovraccarico di un altra linea determinando un ulteriore intervento del sistema di protezione. Questo può determinare un processo in cascata nel quale le linee vengono sovraccaricate e scollegate, con il risultato di un eventuale totale black-out del sistema elettrico. La possibilità di evitare tali malfunzionamenti, come la capacità di limitare le conseguenze legate ai guasti, ricade nel concetto di sicurezza del sistema elettrico. Oltre alla sicurezza, è importante garantire anche la qualità del servizio elettrico. In tale ambito ricade la capacità di ridurre al minimo gli effetti dei disturbi sulle utenze, così come la possibilità di mantenere i parametri dell energia elettrica (ampiezza, forma d onda, frequenza) ai valori nominali di riferimento. Sia la sicurezza che la qualità di fornitura del servizio assumono un ruolo importante per il corretto funzionamento del sistema e concorrono a migliorarne l affidabilità. 8

1.2 La gestione del sistema elettrico Come si è visto, nonostante le perturbazioni, il sistema deve comunque mantenersi stabile e raggiungere un nuovo bilancio di potenza nel quale nessun suo componente ecceda i limiti operativi. Naturalmente ciò dipenderà dalla situazione della domanda e dell offerta di potenza nella rete e dalla condizione in cui si trova il sistema di trasmissione. Per garantire la sicurezza può anche essere necessario verificare che la potenza che fluisce in una specifica linea di trasmissione o un insieme di linee non assuma un valore troppo elevato. Oltre al limite termico, bisogna infatti ricordare che per una linea esiste un altro limite, di carattere teorico, detto limite di trasmissione. Per garantire il rispetto di questo limite, bisogna prevedere il modo in cui evolve il carico. A questo fine l operatore di rete studia il comportamento del sistema ad una serie di disturbi, che costituiscono possibili contingenze, stabilendo tutti i livelli di carico e verificando per mezzo di simulazioni la presenza o meno di problemi di sicurezza. Quando una linea di trasmissione o la potenza trasferita tra due regioni raggiunge il suo limite di trasmissione, si dice che il sistema di trasmissione è congestionato e delle opportune misure di intervento devono essere prese per eliminare la congestione. Nella pratica i limiti devono essere ben definiti, evitando la possibilità di interpretazioni. E quindi compito dell operatore di sistema selezionare quali condizioni studiare (come ad esempio le eventuali contingenze e i livelli di generazione e di domanda) e tradurre i risultati della simulazione in limiti di trasmissione. Si può capire, comunque, come, essendo la scelta delle condizioni di contingenza e l interpretazione dei risultati legate al giudizio dell operatore, la definizione dei limiti possa essere alle volte imprecisa e soggettiva. 1.2.3 La generazione economica L ultima condizione da verificare è quella di una generazione economicamente conveniente. Nel modello tradizionale l aspetto economico è lasciato all operatore di 9

1.2 La gestione del sistema elettrico sistema che dispone delle curve di costo per ogni generatore. Sulla base della conoscenza di tali curve, l operatore opera un dispacciamento economico, con l obiettivo di minimizzare il costo complessivo di produzione. Nel dispacciamento non vengono considerati i limiti di trasmissione, mentre si portano in conto le perdite di potenza attiva attraverso l uso di adeguati fattori correttivi (relativamente ai generatori), detti fattori di penalità. In assenza di perdite ed assumendo che nessun generatore si porti a lavorare al limite, il dispacciamento economico richiede che tutti i generatori lavorino allo stesso costo marginale; portandole in conto, invece, ogni costo marginale dei generatori è moltiplicato per il corrispondente fattore correttivo, che riflette il contributo relativo di ogni generatore alle perdite [6]. Il dispacciamento economico viene eseguito ogni pochi minuti, e si basa sui dati in tempo reale della generazione e del carico. Per determinare i fattori di penalità da impiegare per i generatori si ricorre a due metodi: nel primo, i fattori di penalità vengono calcolati in base ad una previsione del comportamento del sistema, basandosi su una serie di dati pianificati disponibili negli elaboratori dei centri di controllo; nel secondo, i fattori di penalità vengono invece determinati utilizzando i dati in linea e calcoli del load-flow. Tali informazioni vengono acquisite attraverso un sistema di raccolta dati indicato come SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition). Grazie all AGC (Automatic Generation Control) si valuta poi la deviazione della frequenza attuale da quella di riferimento (un indicazione dello sbilancio di potenza) e si aggiornano i dati archiviati, ridistribuendo la generazione del sistema in base ai risultati del dispacciamento economico. La necessità di combinare sicurezza e convenienza economica, includendo i limiti di trasmissione in un dispacciamento economico generalizzato, ha portato alla definizione di un modello di optimal power flow, che porta in conto più equamente di entrambi gli aspetti. In questo caso è norma comune che le questioni relative alla sicurezza debbano 10

1.3 La richiesta di deregolamentazione prevalere sulle decisioni economiche. Questo sta ad indicare che quando su una linea di trasmissione si verifica un sovraccarico, oppure la potenza che fluisce tra due regioni eccede il limite di trasmissione, la generazione viene ridistribuita e si tiene conto solo limitatamente dell aspetto economico. Il calcolo dell optimal power flow è però impegnativo e richiede un consumo di tempo non indifferente, il che determina molti problemi pratici per la sua implementazione in tempo reale. Per questo motivo ne è stata anche sviluppata una versione semplificata, detta transmission constrained economic dispatch, che trova la sua applicazione in alcuni moderni centri di calcolo. Invece di usare per la formulazione un modello di load-flow complesso, si ricorre all analisi delle variazioni di generazione e carico, con la differenza, rispetto al dispacciamento tradizionale, di portare in conto tanto l aspetto economico che i limiti di trasmissione. 1.3 La richiesta di deregolamentazione Esaminate la struttura e le richieste del sistema elettrico nel modello tradizionale, possono essere considerate le motivazioni e le problematiche legate al passaggio ad un mercato competitivo. 1.3.1 L evoluzione verso il mercato competitivo L energia elettrica ha sempre giocato un ruolo molto importante in ambito sociale. Ciò ha portato a vederla per lungo tempo come un bene di pubblica utilità, il cui sfruttamento poteva essere garantito esclusivamente dallo stato, o da società da esso controllate. Questo ha portato alla nascita di monopoli nazionali direttamente gestiti dagli Stati, con la formazione di strutture verticalmente integrate in cui la generazione, la trasmissione e la distribuzione erano controllate da un unico ente. 11

1.3 La richiesta di deregolamentazione L intento iniziale era quello di favorire un più regolare sviluppo delle reti elettriche e un maggiore coordinamento tra le diverse attività legate all energia elettrica, razionalizzando le risorse disponibili. Questo ha permesso progressi considerevoli nelle caratteristiche di sicurezza di funzionamento e qualità del servizio elettrico, con il conseguimento di traguardi probabilmente non raggiungibili da altre forme di mercato nelle condizioni in cui si è sviluppato il sistema elettrico. L adozione dei sistemi verticalmente integrati è continuata finchè, a partire dai primi anni 90, si è avvertita l esigenza di modificare la struttura del mercato elettrico verso forme più competitive. Il Regno Unito ha iniziato a ristrutturare il suo sistema elettrico, eliminando la struttura verticalmente integrata preesistente e favorendo la vendita concorrenziale dell energia elettrica attraverso la nascita di compagnie private. Ciò ha portato a separare le attività di generazione, trasmissione e distribuzione, lasciando il coordinamento al gestore della rete di trasmissione, quale operatore indipendente di sistema (ISO). L indicazione del Regno Unito è stata poi seguita, sebbene con modalità diverse, dalla Norvegia, dall Australia, dalla Nuova Zelanda e nel 1992, attraverso il National Energy Policy Act (NEPA), dagli Stati Uniti. Successivamente la Direttiva Europea 96/92/CE, relativa a norme comuni per il mercato interno dell energia elettrica ha introdotto ufficialmente il concetto di mercato dell energia elettrica, innescando un processo di riforma radicale del settore elettrico per il quale l energia elettrica perdeva la sua connotazione di bene pubblico e diveniva una merce libera. Il processo di deregolamentazione è quindi continuato attraverso una serie di direttive nazionali, che hanno portato all adeguamento dei singoli mercati elettrici alle disposizioni comunitarie (come, ad esempio, nel caso italiano del Decreto Legislativo 16/3/1999 n.79 (Decreto Bersani [7])). In ogni stato il passaggio alla nuova forma di mercato è avvenuto secondo forme e tempi legati all assetto preesistente di ciascun sistema elettrico e a ragioni sia storiche che politiche. Nei paesi caratterizzati da strutture decisionali 12

1.3 La richiesta di deregolamentazione maggiormente centralizzate, ad esempio, il processo di trasformazione è avvenuto attraverso lunghi tempi di transizione (vedi Italia e Francia). In questi casi, infatti, l esigenza di limitare i compiti e l autorità dell ente verticalmente integrato ha comportato, ai fine dell organizzazione e della sicurezza del sistema elettrico, la necessità di adottare una maggiore cautela nel processo di trasformazione del mercato. Allo stato attuale, comunque, nonostante gli sviluppi compiuti, la liberalizzazione è ancora in fase di sviluppo, e molti problemi sia tecnici che economici devono ancora essere risolti. 1.3.2 Le particolarità del settore elettrico L esigenza di migliorare l efficienza economica del mercato ed il bisogno di una maggiore libertà dei soggetti economici hanno portato a richiedere un cambiamento dei metodi di gestione del sistema elettrico. Il passaggio alla nuova forma di mercato non è però semplice, nè immediato. Anche se le questioni legate alla deregolamentazione sono comuni in economia, la loro applicazione al settore elettrico è fonte di complessità. A differenza di altri mercati liberalizzati, esistono infatti delle particolarità che rendono il mercato elettrico differente. Tra queste vi è l impossibilità di accumulare energia in forma elettrica in quantità significative, le grandi variazioni giornaliere e stagionali della domanda, i requisiti operativi per il sistema elettrico di qualità e sicurezza, e le proprietà e i limiti del sistema di trasmissione che trasporta energia elettrica dai generatori ai carichi. Nel tentativo di definire una struttura per il nuovo mercato, è stato operato un confronto tra la deregolamentazione del sistema elettrico e quella di altre reti di trasporto liberalizzate, come, ad esempio, quella delle compagnie aeree e del gas. L accostamento è nato dalle numerose analogie che accomunano questo 13

1.3 La richiesta di deregolamentazione tipo di reti a quelle dei sistemi elettrici. Nelle reti di trasporto classiche è possibile individuare dei nodi, che hanno la loro corrispondenza nel sistema elettrico con i nodi di generazione e di carico, e dei collegamenti vincolati da limiti di trasferimento, che corrispondono alle linee di trasmissione. Inoltre, la quantità di bene che entra in un nodo deve essere uguale alla quantità che ne esce, il che è equivalente al principio di Kirchhoff delle correnti che si applica ai sistemi di trasmissione elettrici. Tuttavia, le reti elettriche presentano particolarità che impediscono di estendere i risultati dei modelli di trasporto al mercato elettrico. Tipicamente le reti di trasporto permettono una libera scelta tra percorsi alternativi tra i nodi sorgente e quelli di destinazione e implicitamente assumono che i beni possano essere accumulati se nell impossibilità di essere trasferiti. Il sistema di trasmissione elettrico non possiede questa proprietà. L energia elettrica non può essere accumulata in quantità significativa. Inoltre, dato un insieme di sorgenti e di destinazioni, la capacità di controllare il percorso del flusso di potenza è estremamente limitato. La fisica dei sistemi elettrici, governata dai principi di Kirchhoff e dalla legge di Ohm, definisce in modo rigido l ammontare di potenza che fluisce su ogni collegamento della rete elettrica. Pur esistendo dispositivi di potenza come trasformatori traslatori di fase o apparati di tecnica elettronica di potenza (come ad esempio la famiglia dei dispositivi conosciuti come Flexible AC Transmission Systems (FACTS)), che permettono di controllare l ammontare di potenza che circola su una data linea, essi sono ancora poco diffusi, e costosi. L esigenza di coniugare le limitazioni connesse al corretto funzionamento della rete elettrica con l autonomia dei soggetti economici ha determinato, nel settore elettrico, la necessità di definire adeguatamente la struttura organizzativa del mercato. 14

1.4 Il passaggio al modello liberalizzato 1.4 Il passaggio al modello liberalizzato Per poter definire un modello per la gestione del mercato elettrico liberalizzato è necessario esaminare i requisiti che la nuova struttura organizzativa deve possedere. Vengono perciò analizzati i cambiamenti e le trasformazioni richieste per il passaggio alla logica competitiva. 1.4.1 Coordinamento Per assicurare il corretto funzionamento della rete elettrica, provvedere alle perdite di trasmissione e soddisfare i servizi comuni è importante coordinare efficacemente l azione di tutte le parti coinvolte negli scambi di potenza. Relativamente a tale richiesta è bene però prestare attenzione a non confondere coordinamento con centralizzazione. Sarebbe infatti semplicistico ritenere che il bisogno di coordinamento implichi inevitabilmente la necessità di ricorrere a strutture centralizzate [8]. La ricerca del coordinamento dovrebbe infatti essere volta alla definizione di metodi più efficienti per il controllo e la distribuzione delle informazioni, piuttosto che alla realizzazione di un unità centralizzata. Tale considerazione diviene particolarmente importante quando si decide di passare dal modello di mercato tradizionale a quello liberalizzato. Nella struttura tradizionale, sia le informazioni che le decisioni vengono affidate ad un autorità centrale, che si occupa di garantire i tre obiettivi principali: il bilancio di potenza, la sicurezza/qualità del servizio e la convenienza economica. Nel momento, però, in cui si cerca di passare ad una struttura competitiva come quella del libero mercato, affidarsi ad un autorità centralizzata può non essere necessario o desiderabile per ottenere il coordinamento. E infatti possibile raggiungere gli stessi risultati attraverso un adeguato sistema informativo ed una adeguata struttura decisionale. In base a questa considerazione si cerca di separare i vari obiettivi tra loro, 15

1.4 Il passaggio al modello liberalizzato determinando per ognuno di essi un differente meccanismo decisionale e quindi definendo differenti strutture operative in termini di efficienza economica, affidabilità ed implementabilità. Lo scopo è quello di trovare un nuovo modello che raggiunga l efficienza economica e la sicurezza del modello tradizionale, ma che operi in un mercato concorrenziale. 1.4.2 Sicurezza ed economia In base alle considerazioni precedenti è possibile capire come il passaggio da un modello monopolistico ad uno concorrenziale, per essere effettivamente efficiente ed affidabile, richieda il decentramento dell autorità decisionale. Affinchè ciò possa avvenire è però necessaria una adeguata struttura informativa. A tal proposito, può essere utile analizzare separatamente la sicurezza e la generazione economica, esaminandone le differenze sia a livello decisionale che informativo. Nell analizzare la parte economica è necessario ricordare l obiettivo del mercato. In un mercato libero, la struttura decisionale dovrebbe essere decentrata, lasciando a produttori e consumatori partecipanti il compito di decidere l andamento degli scambi. Inoltre la struttura informativa dovrebbe essere tale da facilitare l efficienza economica, evitando al contempo situazioni di dominio del mercato e di opportunità anticompetitive. Per realizzare ciò si ritiene necessario mantenere le informazioni di costo/beneficio completamente private [9]. La sicurezza del sistema di trasmissione deve invece essere vista come una responsabilità condivisa tra tutti i partecipanti al mercato. Con i mezzi attualmente disponibili è impossibile o indesiderabile mitigare una violazione della sicurezza del sistema dopo che essa si è presentata. Per questo motivo, nel funzionamento del sistema, le considerazioni relative alla sicurezza devono essere portate in conto nel momento un cui vengono prese le decisioni economiche. Questo è in accordo con la pratica corrente del trattare la sicurezza come un 16

1.4 Il passaggio al modello liberalizzato vincolo operativo nell aspetto decisionale economico. Dal punto di vista del mercato concorrenziale, questo si traduce nella necessità di determinare il grado di centralizzazione della struttura decisionale, e nel progettare una struttura informativa tale che i partecipanti al mercato abbiano a disposizione le informazioni necessarie per concordare scambi sicuri ed economicamente convenienti. Per garantire una corretta competizione, inoltre, le informazioni disponibili dovrebbero essere condivise e trasparenti, in modo che, ad esempio, il metodo attraverso cui i dati sono ottenuti e i vincoli di sicurezza calcolati siano noti e facilmente riproducibili da chiunque. 1.4.3 Dispacciamento e bilanciamento in tempo reale Al fine di semplificare la gestione del sistema elettrico e di favorire l organizzazione degli scambi del mercato, può essere conveniente dividere il compito di mantenere il bilancio di potenza in rete in due fasi: il dispacciamento e il bilancio di potenza in tempo reale, tenendo conto in ognuna dei vincoli di sicurezza/qualità della rete elettrica. Nel dispacciamento, relativo alla gestione non in linea del sistema elettrico, si opera la programmazione del grosso degli scambi da attuare sulla rete, mentre nel bilancio in tempo reale del sistema elettrico si definiscono le azioni necessarie a garantire, all atto dell esecuzione degli scambi, il bilanciamento tra potenza generata e potenza assorbita. In tali fasi rientra anche la considerazione delle perdite di potenza attiva che si determinano nella rete. Le perdite di potenza attiva risultano legate al complesso degli scambi operati nel sistema elettrico; per tale motivo ogni operatore che volesse determinare la propria aliquota di perdita dovrebbe tenere conto anche della presenza degli altri operatori economici in rete. Ogni scambio diviene, quindi, dipendente dagli altri. Anche se le perdite rappresentano una percentuale marginale della produzione 17

1.5 Gli approcci utilizzati di potenza giornaliera, e sono quindi apparentemente insignificanti, il loro effetto complessivo su un periodo di un anno può essere rilevante. E quindi importante che in un mercato competitivo le perdite siano tenute in debita considerazione. Per il corretto funzionamento del sistema elettrico si richiede, inoltre, il mantenimento del bilancio di potenza in tempo reale del sistema elettrico, anche se tutti i livelli di potenza determinati dal dispacciamento sono bilanciati. Ciò a causa dell incertezza legata alle fluttuazioni della generazione e del carico e ad eventuali malfunzionamenti che potrebbero verificarsi nel sistema di trasmissione. Questo è il motivo per cui la riserva di generazione e l AGC (Automatic Generation Control) rivestono un ruolo fondamentale per il raggiungimento del bilancio di potenza in tempo reale nei moderni sistemi di trasmissione. Per distribuire la responsabilità della struttura decisionale del bilancio di potenza in tempo reale tra gli scambi individuali sono necessarie tre condizioni: 1) deve essere noto l esatto ammontare delle perdite causate da ogni scambio; 2) devono essere disponibili delle adeguate strumentazioni di misura per tutti i partecipanti allo scambio; 3) devono essere disponibili dei dispositivi per il controllo in tempo reale, in modo da consentire la compensazione tra generazione, carichi e perdite. La prima condizione può essere raggiunta attraverso analisi teoriche, mentre le altre richiedono soluzioni tecnologiche e sono legate tanto alla spinta del mercato che al progresso della tecnologia. 1.5 Gli approcci utilizzati Dall analisi dei cambiamenti richiesti dal nuovo mercato si intuisce come il passaggio ad un modello competitivo richieda una completa revisione della struttura 18

1.5 Gli approcci utilizzati decisionale. E perciò necessario ridefinire il grado di centralizzazione e decentralizzazione ed i metodi di gestione dell ente decisionale, nonchè progettare una adeguata struttura informativa, tale da permettere agli operatori economici di definire accordi sicuri ed economicamente convenienti. Questo può determinare anche un cambiamento dei ruoli svolti dai vari soggetti presenti sulla scena elettrica [10]. In tal senso, le realizzazioni possibili per il nuovo mercato sono molteplici [11]. Ogni soluzione è caratterizzata da un diverso grado di interazione tra i soggetti economici e da una diversa struttura informativa. Muta anche il coinvolgimento degli operatori economici negli aspetti tecnici e la conoscenza posseduta dal gestore di rete delle questioni economiche del mercato. In tutti i casi, comunque, all operatore del sistema elettrico (ISO) viene riconosciuto il compito di garantire l accesso paritetico alla rete di trasmissione, assicurandone la sicurezza di funzionamento. I vari modelli proposti per l azione del gestore di rete si differenziano per gli obiettivi dell azione stessa e per l autorità concessa a tale operatore; fondamentalmente, però, è possibile individuare due strutture in contrapposizione. La prima, indicata con MaxISO [5], del tipo poolco model anglosassone, si propone di raggiungere l efficienza del mercato attraverso una vasta opera di regolamentazione. In tale modello, i produttori ed i consumatori partecipano ad un asta gestita dall operatore di sistema, il quale si occupa di garantire la sicurezza del sistema elettrico e di promuoverne l efficienza attraverso un opportuno sistema di prezzi. La seconda struttura, indicata con MinISO [5], è basata sul modello coordinato di scambio multilaterale e preferisce limitare l autorità del gestore di rete al mantenimento della sicurezza del sistema elettrico, riducendo così la necessità di regolamentare il mercato. Nell approccio MinISO, le decisioni riguardanti il mercato e la sicurezza di rete vengono prese separatamente: mentre i soggetti economici 19

1.5 Gli approcci utilizzati si occupano delle decisioni di mercato, l operatore di sistema garantisce il rispetto dei vincoli di rete. In questo caso riveste grande importanza il coordinamento tra le parti coinvolte. Esaminiamo più in dettaglio queste strutture. 1.5.1 L approccio MaxISO (power exchange) Nell approccio MaxISO, la definizione degli accordi economici e la verifica delle condizioni di buon funzionamento del sistema elettrico vengono condotte in un unica fase, sotto la guida di un ente centralizzato super partes. La gestione ottimale della rete elettrica viene realizzata permettendo che l operatore di sistema possieda indicazioni di carattere sia tecnico che economico. Basandosi sulle informazioni di volontà di acquisto/vendita degli operatori economici, l ente centrale è in grado di ricostruire le curve di offerta e di domanda complessive del mercato e stabilire il prezzo dell energia elettrica. In questo caso la risoluzione del problema economico generale è lasciata nelle mani dell operatore di sistema, che di fatto simula il mercato elettrico. Ciò semplifica le problematiche connesse al coordinamento dei soggetti tecnici ed economici e limita lo scambio di informazioni tra i soggetti coinvolti. Malgrado i suoi vantaggi, tale struttura non è esente da problemi. Uno di essi è rappresentato dalla forte autorità concessa all operatore di sistema. E l operatore e non il mercato a stabilire la convenienza economica di uno scambio (in base a criteri di sicurezza di rete) e a determinare il prezzo al quale tale scambio deve avvenire (in base a princìpi di efficienza economica). Esso detiene una posizione di privilegio, dalla quale può influenzare profondamente la scena economica. Appare quindi evidente come in tal caso sia necessaria una profonda opera di regolamentazione per garantire la correttezza e la trasparenza del mercato. In tal caso il rischio maggiore è rappresentato dal fatto che un mercato teoricamente libero degeneri in un monopolio regolato. 20

1.5 Gli approcci utilizzati Un altro rischio può derivare dalla curva di offerta che i singoli produttori presentano all operatore di sistema. Secondo la teoria della formazione dei prezzi nei mercati concorrenziali, nei quali si assume che tutti gli agenti siano price-takers (ossia non siano tali da alterare direttamente il prezzo in base alle loro decisioni), la curva di offerta che ogni produttore propone al mercato per massimizzare i suoi profitti dovrebbe rispecchiare i suoi costi marginali di produzione. Nella realizzazione di un mercato che si vuole orientare ad essere concorrenziale non si può però richiedere che il produttore presenti obbligatoriamente la sua curva dei costi marginali, ed in generale egli sarà libero di offrire la curva che vuole. Ciò è particolarmente vero nelle condizioni attuali del mercato elettrico, dove un elevato numero di clienti e un ristretto numero di produttori prefigurano lo scenario di un oligopolio. In questo caso, nell ottica della massimizzazione del profitto, un produttore potrebbe presentare una curva di offerta che, riflettendo la sua percezione della curva di domanda e delle offerte degli altri produttori, può essere ben diversa da quella dei suoi costi marginali. Il che può anche comportare un andamento di mercato fortemente diverso da quello concorrenziale. 1.5.2 L approccio MinISO (contratti bi/multi-laterali) Secondo l approccio MinISO, è possibile realizzare una gestione ottimale del sistema elettrico in cui il gestore della rete non possiede alcuna informazione economica. In tale modello, la funzione dell operatore di sistema è limitata esclusivamente al mantenimento della sicurezza/qualità della rete elettrica. Per garantire il rispetto dei vincoli di buon funzionamento del sistema, il gestore di rete richiede informazioni su tutti gli scambi di potenza che gli agenti economici hanno in programma di stabilire in un dato periodo di tempo. Tali informazioni forniscono indicazioni sul complesso di iniezioni/assorbimenti stabilito dal mercato 21

1.5 Gli approcci utilizzati e permettono all operatore di rete di ricavare la condizione di funzionamento del sistema elettrico per il periodo considerato. Gli operatori economici rimangono gli unici detentori delle informazioni di carattere economico e sono liberi di operare per il raggiungimento dei loro obiettivi. Agendo nel mercato è ragionevole ritenere che sarà la loro azione complessiva a determinare il raggiungimento dell obiettivo economico globale. Le uniche informazioni necessarie ai soggetti economici sono legate alla conoscenza della fattibilità delle loro decisioni e alle possibilità di intervenire per variarle, nel caso esse non siano realizzabili. Tale tipo di struttura trova il suo fondamento nelle contrattazioni bilaterali (che coinvolgono due nodi della rete) e/o multilaterali (che coinvolgono più di due nodi della rete). I contratti vengono definiti in modo autonomo dagli operatori economici e sono verificati ed eventualmente modificati dal gestore della rete. Per il modo in cui è organizzata la struttura di mercato, la definizione degli accordi economici è il risultato di un processo iterativo nel quale i soggetti economici e il gestore di rete continuano a scambiarsi informazioni fino al raggiungimento di una soluzione compatibile con i vincoli di rete ed economicamente conveniente. E compito dell operatore di sistema fornire le corrette informazioni ai soggetti economici per indirizzarli verso il rispetto dei vincoli di rete, ed è compito degli operatori economici saper sfruttare le indicazioni di sicurezza/qualità provenienti dal gestore di rete per trovare accordi vantaggiosi. Le informazioni disponibili dovrebbero essere condivise e trasparenti in modo che, ad esempio, il metodo attraverso cui i dati sono ottenuti e i vincoli di sicurezza calcolati siano noti e facilmente riproducibili da chiunque. Se da un certo punto di vista questo si traduce in una maggiore complessità per il coordinamento dei soggetti coinvolti, dall altro permette di evitare di dover realizzare fisicamente un mercato dell energia elettrica, lasciando che siano gli 22

1.6 Il mercato ed il sistema elettrico operatori stessi ad occuparsi di tale compito. Ciò permette anche il raggiungimento dell ottimo economico complessivo senza la necessità di dover ricorrere ad una formulazione esplicita dell obiettivo. 1.6 Il mercato ed il sistema elettrico La necessità di salvaguardare il corretto funzionamento del sistema elettrico e di promuovere l efficienza economica del mercato ha portato ad una stretta correlazione tra le questioni tecniche e quelle economiche. La definizione di un qualsiasi accordo economico che riguardi la rete non può avvenire, infatti, senza considerare i limiti del sistema elettrico. La presenza di una congestione nella rete può alterare in modo significativo la convenienza degli scambi ed in generale determinare una forte ripercussione in termini economici (oltre a causare problemi tecnici). E perciò necessario riuscire a indirizzare correttamente l azione dei soggetti economici in modo che la loro azione complessiva garantisca il corretto compromesso tra economia e sicurezza. Le informazioni da inviare agli operatori economici per tenere conto dei vincoli di rete mutano a seconda della struttura del mercato e possono essere fornite sia in termini di segnali di prezzo, sia, in modo più esplicito, attraverso l assegnazione di limiti alla generazione e assorbimento in una specifica zona della rete. E quindi importante valutare le correlazioni che si stabiliscono tra mercato e sistema elettrico. In base alla teoria economica dei mercati concorrenziali una indicazione della bontà per il nuovo mercato, intesa come ottimo economico, può essere fornita dal benessere sociale. Nel mercato elettrico il benessere sociale è una combinazione dei costi dei generatori e dei benefici dei carichi e misura la volontà della società, nel suo complesso, di pagare per l energia. Può essere mostrato che un mercato perfetto presenta il massimo benessere 23

1.6 Il mercato ed il sistema elettrico sociale mentre i mercati reali lavorano sempre a benessere sociale minore [12]. Affinchè un mercato possa essere definito perfetto, devono essere soddisfatte una serie di condizioni, riassumibili nei punti seguenti: 1) deve esistere un grande numero di produttori, ognuno tale da produrre lo stesso bene; 2) ogni produttore deve cercare di massimizzare il suo profitto; 3) nessun produttore è in grado di alterare il prezzo di mercato modificando la sua offerta; 4) il prezzo di mercato è noto a tutti i produttori; 5) la trasmissione dei beni non è soggetta a costi. Ovviamente nessuna di queste condizioni è mai pienamente verificata e la differenza nel beneficio sociale rispetto al mercato perfetto misura l efficienza del mercato reale. Nel mercato perfetto i singoli produttori non possono alterare direttamente il prezzo di mercato e la massimizzazione del profitto dei produttori è ottenuta facendo coincidere la loro curva di offerta con quella dei costi marginali. Diversamente, quando esiste la possibilità per un produttore di incrementare i suoi profitti, presentando una curva di offerta diversa dai suoi costi marginali in uno sforzo di sfruttare le imperfezioni di mercato, usando mezzi diversi da quelli di abbassare i costi, si dice che esistono condizioni di potere di mercato e l efficienza economica diminuisce [13]. 1.6.1 Le congestioni Nei termini del benessere sociale del sistema, è sempre conveniente cercare di evitare condizioni di potere di mercato. Nel caso del mercato elettrico, sfortunatamente, la presenza di congestioni può portare a questo tipo di inefficienza economica. 24