La borsa dell'energia elettrica (Michele Benini - RSE)

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Modelli per gli scenari del sistema elettrico italiano Walter Grattieri

La Borsa dell’Energia Elettrica

Michele BENINI

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Sommario

La Borsa Elettrica

Il Mercato del Giorno Prima

Il Mercato Infragiornaliero

Il Mercato del Servizio di Dispacciamento

L’andamento del Mercato del Giorno Prima

Il contesto europeo

Come offrire in Borsa

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LA BORSA ELETTRICA

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La definizione dei programmi di produzione

In un mercato elettrico liberalizzato i programmi di produzione degli impianti di generazione dispacciabili sono definiti:

sulla base del libero incontro dell’offerta e della domanda

soggiacendo a vincoli tecnici posti dagli impianti stessi (es. vincoli di rampa) o dal sistema elettrico (es. congestioni)

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La definizione dei programmi di produzione

In un mercato elettrico liberalizzato i programmi di produzione degli impianti di generazione dispacciabili sono definiti:

mediante la partecipazione ad un mercato organizzato (Borsa Elettrica)

a seguito della definizione di un contratto bilaterale fisico con una controparte specifica

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Costituire una sede di mercato aperta a tutti gli operatori

Facilitare l’accesso al mercato anche ai nuovi entranti

Fornire un segnale di prezzo che possa essere usato come riferimento anche per altri tipi di contrattazione

Eliminare il “rischio di controparte”: le transazioni economiche avvengono tra il singolo operatore e la borsa

Ridurre i costi di transazione

Gli obiettivi della Borsa Elettrica nel mercato dell’energia

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Tipologie di Borsa Elettrica - dispacciamento

Dispacciamento di merito

ciascun produttore presenta in Borsa offerte per ciascuna unità di produzione

le unità ammesse a produrre ed il loro livello di produzione vengono stabiliti direttamente dal Gestore del Mercato, in base all’ordine di merito risultante dalle offerte economiche presentate in Borsa, tenendo conto dei vincoli di trasmissione

Dispacciamento passante

ciascun produttore presenta in Borsa offerte aggregate per l’insieme delle proprie unità di produzione

le unità ammesse a produrre ed il loro livello di produzione vengono stabiliti, a meno di vincoli di trasmissione, direttamente dai produttori e non dal Gestore del Mercato

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Tipologie di Borsa Elettrica - obbligatorietà

Borsa obbligatoria

la presentazione di offerte in Borsa è indispensabile per essere ammessi a produrre

Borsa facoltativa

la presentazione di offerte in Borsa non è indispensabile per essere ammessi a produrre

in alternativa alla Borsa, è possibile stipulare contratti bilaterali fisici

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La Borsa Elettrica italiana

Il modello di Borsa Elettrica adottato in Italia è:

a dispacciamento di merito

a borsa facoltativa

Si noti che le prime ipotesi di liberalizzazione del mercato elettrico italiano, a livello governativo, puntavano ad un modello di borsa obbligatoria, sull’esempio del mercato di Inghilterra e Galles di allora

Tuttavia, pressioni da parte dei principali stakeholdershanno portato a non penalizzare in alcun modo la stipula di contratti bilaterali fisici, scegliendo un modello a borsa facoltativa

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La Borsa Elettrica italiana (IPEX) ha iniziato le operazioni il 1 Aprile 2004

Mercati per lo scambio di energia tra operatori

Mercato del Giorno Prima dell’energia (MGP)

Mercato Infragiornaliero (MI)

Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD)

Utilizzato dal Gestore della Rete per acquisire le risorse (riserva, gestione delle congestioni di rete, bilanciamento) necessarie a gestire in sicurezza il sistema elettrico

La Borsa Elettrica italiana - mercati

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La Borsa Elettrica - definizione dei prezzi

System Marginal Price

Il prezzo di borsa, pagato a tutti i venditori e da tutti i compratori, è il prezzo dell’offerta di vendita più costosa accettata per soddisfare la domanda

Pay as Bid

A ciascun venditore è pagato il prezzo da egli offerto(in questo caso vi è di solito un unico compratore)

Nella Borsa Elettrica italiana, il Mercato del Giorno Prima (MGP) ed il Mercato Infragiornaliero (MI) sono a “System Marginal Price”, mentre il Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) è a “Pay as Bid”

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La Borsa Elettrica – cronologia dei mercati

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IL MERCATO DEL GIORNO PRIMA

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Nel MGP si presentano offerte di acquisto e di vendita di energia, per ciascuna unità di produzione o aggregato di unità di consumo, per ciascuna delle 24 ore del giorno successivo

Solo dal 1 Gennaio 2005 è possibile per i trader / consumatori presentare offerte di acquisto su MGP

Mercato del Giorno Prima (MGP)

Offerta di vendita MWh

€/MWh €/MWh

MWhOfferta di acquisto

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Non vi è limite al prezzo delle offerte di vendita (inizialmente vi era un price cap di 500 €/MWh, poi abolito)

Le offerte di acquisto possono essere senza indicazione di prezzo (si acquista a qualunque prezzo)

I contratti bilaterali vengono inseriti in borsa come coppie di:

offerte di vendita a prezzo zero

offerte di acquisto senza indicazione di prezzo

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Fonte: GME

(o aggregato zonale)

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Il MGP definisce:

il prezzo orario di vendita dell’energia per ciascuna “zona” (prezzo marginale)

il prezzo orario di acquisto, unico per tutto il territorio nazionale

i programmi orari di immissione e di prelievo di energia elettrica,

per ciascuna unità di produzione o di consumo (detti programmi preliminari)

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0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 4000 8000 12000 16000 20000 24000 28000 32000 36000

MWh

€/M

Wh

Acquisto Vendita


Prezzo di equilibrio (Market Clearing Price)

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Vincoli di trasmissione: Zone

Nord

CentroNord

CentroSud

Sud

Sicilia

Sardegna

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Limiti di transito invernali

Fonte: TERNA

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Limiti di transito estivi

Fonte: TERNA

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Gestione delle congestioni inter-zonali

Fonte: GME

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La definizione dei prezzi – gestione delle congestioni

Congestione

situazione in cui un’interconnessione di rete (composta da una o più linee di trasmissione) tra due diverse zone del mercato non può soddisfare tutti i flussi fisici di energia derivanti dalle offerte presentate in borsa e dai contratti bilaterali stipulati, per insufficienza della capacità delle linee di interconnessione e per vincoli di sicurezza del sistema

In caso di congestione non è possibile trasportare dalle zone esportatrici alle zone importatrici tutta l’energia da queste ultime richiesta

È quindi necessario attivare nelle zone importatrici dei generatori, più costosi rispetto a quelli selezionati dal mercato nelle zone esportatrici, che sopperiscano alle mancate importazioni

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La definizione dei prezzi – Gestione delle congestioni

Nelle zone importatrici quindi il prezzo dell’energia sarà più alto del prezzo nelle zone esportatrici

Per “zona” si intende un’area di rete all’interno della quale le congestioni si verificano raramente, mentre sono invece frequenti sulle interconnessioni con zone confinanti

Se tutto il mercato può essere considerato una singola “zona” (es. Germania) si avrà un solo prezzo

Se il mercato può essere suddiviso in due o più “zone” (es. Italia, Scandinavia), in caso di congestioni si avranno prezzi differenziati zona per zona

Estremizzando, facendo coincidere le zone con i singoli nodi della rete (es. PJM), si avranno prezzi diversi per ciascun nodo (“prezzi nodali”)

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Prezzi Nodali – mercato PJM

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In sostanza, per eliminare una congestione tra zone:

nella zona che esporta, si riduce il prezzo rispetto al Market Clearing Price “Unconstrained” (cioè quello determinato senza tenere conto dei vincoli di trasmissione), abbassando così la produzione / aumentando il consumo in tale zona

nella zona che importa, si aumenta il prezzo rispetto al Market Clearing Price “Unconstrained”, aumentando così la produzione / riducendo il consumo in tale zona

i prezzi, le produzioni ed i consumi (e quindi i transiti inter-zonali), vengono variati, in maniera ottimizzata, fino ad eliminare le congestioni

Il Prezzo Unico Nazionale (PUN) di acquisto è la media dei prezzi zonali di vendita, pesata sulle quantità acquistate in ciascuna zona

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Il metodo “zonale” di risoluzione delle congestioni determina un ricavo per il GME/TERNA (cosiddetta “rendita da congestione”)

La quantità di energia che transita sull’interconnessione è comprata dal GME nella zona esportatrice ad un prezzo inferiore a quello a cui è venduta dal GME nella zona importatrice

La destinazione del ricavo è stabilita dall’Autorità (ad es. per “rinforzare” la rete o ridurre le tariffe di trasmissione)

Il PUN, però, complica le cose …

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Corrispettivi per l’utilizzo della capacità di trasporto

Corrispettivi per l’assegnazione dei diritti di utilizzo della capacità di trasporto – CCT

il GME deve versare a TERNA la differenza tra incassi (valorizzati

al PUN) ed esborsi (valorizzati ai prezzi zonali) derivanti dalle

transazioni effettuate sulla Borsa Elettrica

la parte venditrice di un contratto bilaterale deve versare a TERNA

il CCT

CCT = Quantità (PUN – Prezzo Zona Immissione)

conseguenza del PUN: il CCT è diverso da zero anche se i punti di

immissione e di prelievo del contratto bilaterale sono nella stessa

zona, e quindi il contratto non dà origine a flussi inter-zonali

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CCT e arbitraggio tra Borsa e contratti bilaterali

Se non vi fosse il CCT:

nelle zone in cui si formassero prezzi inferiori al PUN, gli operatori di mercato sarebbero incentivati a stipulare tra loro contratti bilaterali ad un prezzo compreso tra il prezzo di vendita della zona e il PUN: sia per il venditore che per l’acquirente vi sarebbe un vantaggio economico rispetto alla partecipazione alla Borsa solo contrattazioni bilaterali

nelle zone in cui il prezzo di vendita in Borsa risultasse superiore al PUN, nessun venditore troverebbe acquirenti disposti a stipulare contratti bilaterali ad un prezzo maggiore del PUN e, pertanto, sarebbe costretto a destinare tutta l’energia in Borsa solo contrattazioni in Borsa

il CCT elimina queste possibilità di arbitraggio tra Borsa Elettrica e contratti bilaterali, dovuti al PUN

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Serve ad “aggiustare” i programmi di produzione definiti nel Mercato del Giorno Prima, che potrebbero risultare non tecnicamente fattibili (es. mancato rispetto dei vincoli di rampa o dei vincoli di accensione / spegnimento), o ad aggiornarli più vicino al tempo reale, ad es. con migliori previsioni

2 sessioni a valle di MGP in D-1 e 5 sessioni in D

MI definisce il prezzo orario di vendita e acquisto dell’energia per ciascuna “zona” (prezzo marginale) ed i corrispondenti programmi di produzione e consumo “aggiornati” (detti appunto programmi aggiornati)

Le eventuali congestioni sono gestite in modo analogo alla procedura seguita nel Mercato del Giorno Prima, facendo riferimento alle capacità di transito residue disponibili

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Fonte: GME

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Saldo del Mercato Infragiornaliero

Fonte: GME

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IL MERCATO PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO

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Risorse per il Dispacciamento

Per la gestione in sicurezza del sistema elettrico e per la garanzia della qualità del servizio il Gestore della Rete (TERNA) si avvale delle Risorse per il Dispacciamento

• Regolazione primaria di frequenza

• Riserva reattiva per la regolazione primaria e secondaria di tensione

• Rifiuto del carico

• Partecipazione alla rialimentazione del sistema elettrico

Al di fuori del mercato

regolamentato

MSD ex-ante

• Risoluzione delle congestioni a programma

ed in tempo reale

• Riserva Secondaria di potenza

• Riserva Terziaria di potenza

• Bilanciamento Mercato di Bilanciamento

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Venditori:

produttori, proprietari di unità di produzione abilitate, conformi ai requisiti tecnici definiti da TERNA nel Codice di Rete

consumatori, proprietari di carichi interrompibili con preavviso di 15 minuti (delibera AEEG n. 289/06)

Un solo acquirente, TERNA, che acquista le risorse necessarie:

a risolvere (per il giorno dopo) le congestioni intra-zonali derivanti dai risultati di MGP+MI

a costituire (per il giorno dopo) i margini richiesti di riserva secondaria e terziaria per le diverse zone di rete

a bilanciare il sistema e risolvere eventuali congestioni in tempo reale (nelle 6 sessioni del Mercato di Bilanciamento)

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Riserva e Bilanciamento

In un sistema elettrico, la quantità di energia prodotta deve essere esattamente uguale, in ogni istante, alla quantità di energia consumata, pena variazioni della frequenza (50 Hz) e delle tensioni, che possono in breve raggiungere valori inaccettabili e portare il sistema all’instabilità ed al black-out

Oltre alle normali variazioni della domanda, anche la produzione e la capacità di trasmissione possono variare all’improvviso, a causa di guasti e di imprevisti, o semplicemente a causa dell’aleatorietà delle fonti rinnovabili non programmabili

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È quindi fondamentale disporre di una capacità di produzione di riserva, pronta ad intervenire per far fronte alle carenze verificatesi (riserva “a salire”)

Si noti che gli impianti termoelettrici non possono funzionare stabilmente al di sotto di una potenza minima (“minimo tecnico”) e richiedono ore per partire da fermi, per cui la loro flessibilità operativa è limitata

Inoltre, sono caratterizzati dai cosiddetti “vincoli di rampa”, ossia possono variare la potenza generata con una velocitàlimitata (qualche decina di MW/min)

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Al contrario, in caso si verifichi un’imprevista riduzione della domanda o aumento della produzione rinnovabile, è necessario assecondarla con un’equivalente riduzione della produzione (riserva “a scendere”)

Una volta costituiti in anticipo i margini di riserva adeguati, è possibile utilizzarli per svolgere una continua attività di bilanciamento in tempo reale tra produzione e consumo, al fine di garantire il funzionamento in sicurezza del sistema elettrico

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Tipologie di bilanciamento

Fonte: GME

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Potenza Massima

I produttori devono offrire su MSD tutta la potenza disponibile a salire ed a scendere, rispetto al programma aggiornato definito da MGP+MI

Minimo Tecnico

Programma Aggiornato MGP+MI

Margine a salire

Margine a scendere


(se l’unità di produzione si dichiara disponibile allo spegnimento)

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Le Unità di Produzione (UP) abilitate che possono partecipare a MSD sono registrate nel “Registro delle Unità di Produzione” (RUP)

I dati tecnici delle UP (potenza massima, minimo tecnico, rampe, tempi di avviamento e fermata, ecc.) sono archiviatinel RUP

I produttori devono comunicare a TERNA variazioni nei dati tecnici o indisponibilità al servizio di dispacciamento delle proprie UP abilitate entro le 15:00 del giorno precedente quello a cui si riferisce la comunicazione

I dati RUP sono utilizzati da TERNA in assenza di comunicazioni

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I produttori devono offrire un prezzo (di vendita) per la quantità a salire ed un prezzo (di riacquisto) per la quantità a scendere

Le unità idroelettriche devono anche comunicare l’energia massima/minima giornaliera che può/deve essere immessa, al lordo dei programmi aggiornati definiti da MI

Le quantità accettate per il giorno dopo (per la riserva o le congestioni intra-zonali) od in tempo reale (bilanciamento e eventuali ulteriori congestioni) sono vendute / riacquistate dai produttori ai prezzi da essi offerti (modalità “pay asbid”)


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UP1

PMAX

PMIN

UP2

PMAX

PMIN

UP3 non accettata in

MGP+MIUP3

PMAX

PMIN

MGP+MI:

2 UP al massimo

1 UP non accettata

Nessuna

riserva

rotante a

salire!

UP1

PMAX

PMIN

UP3

PMAX

PMIN

UP2

PMAX

PMIN

Dopo MSD:

1 UP al massimo

2 UP a potenza

intermedia

Riserva

rotante a

salire

disponibile

Accettazione

offerte MSD

Quantità a salire “pay-

as-bid”

Quantità a scendere

“pay-as-bid”


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A valle della selezione delle offerte necessarie a definire i margini di riserva e risolvere le congestioni intra-zonali per il giorno dopo (cosiddetto “MSD ex-ante”), TERNA definisce, per ciascuna unità di produzione, il programma finale di produzione

A partire dal programma finale, che è a livello orario, TERNA, sulla base di appositi algoritmi, definisce quindi il programma vincolante di immissione, corrispondente alla quantità di energia che l’unità abilitata deve immettere o prelevare ogni quarto d’ora

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Bilanciamento in tempo reale

Il programma vincolante diventa quindi il riferimento in tempo reale:

per il calcolo degli eventuali oneri di sbilanciamento, in caso di deviazioni impreviste da tale programma

per la vendita / riacquisto di ulteriore energia (fino a sfruttare i margini a salire / a scendere residui), in seguito alla ricezione da parte di TERNA di ordini di dispacciamento volti a bilanciare il sistema in tempo reale (“Mercato di Bilanciamento”)

in quest’ultimo caso, il programma vincolante si trasforma in programma vincolante modificato, che a sua volta diventa il nuovo riferimento per eventuali sbilanciamenti

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Saldo del Mercato per il Servizio di Dispacciamento

Fonte: GME

TERNA

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Sbilanciamento

L’energia elettrica immessa in un punto di dispacciamento:

in difetto rispetto al programma vincolante (modificato) è considerata ceduta da TERNA al produttore nell’ambito del servizio di dispacciamento

in eccesso rispetto al programma vincolante (modificato) è considerata ceduta dal produttore a TERNA nell’ambito del servizio di dispacciamento

Programma vincolante

(modificato)Energia immessa in un

punto di dispacciamento

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Oneri di sbilanciamento unità «abilitate» a MSD

sistema «dual price»

In caso di sbilanciamento positivo (produzione maggioredel programma vincolante):

se lo sbilanciamento aggregato zonale è positivo, il prezzo di sbilanciamento è il minimo valore tra l’offerta “a scendere” a prezzo più basso accettata in MB e il prezzo zonale definito in MGP (il prezzo di sbilanciamento è penalizzante poiché lo sbilanciamento dell’UP contribuisce a quello zonale)

se lo sbilanciamento aggregato zonale è negativo, il prezzo di sbilanciamento è il prezzo zonale definito in MGP (il prezzo di sbilanciamento non è penalizzante poiché lo sbilanciamento dell’UP contrasta quello zonale)

49CESIRICERCA

In caso di sbilanciamento negativo (produzione minore del programma vincolante):

se lo sbilanciamento aggregato zonale è positivo, il prezzo di sbilanciamento è il prezzo zonale definito in MGP (il prezzo di sbilanciamento non è penalizzante poiché lo sbilanciamento dell’UP contrasta quello zonale)

se lo sbilanciamento aggregato zonale è negativo, il prezzo di sbilanciamento è il maggior valore tra l’offerta «a salire» a prezzo più alto accettata in MB e il prezzo zonale definito in MGP (il prezzo di sbilanciamento è penalizzante poiché lo sbilanciamento dell’UP contribuisce a quello zonale)

Oneri di sbilanciamento unità «abilitate» a MSD

sistema «dual price»

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Oneri di sbilanciamento unità «non abilitate» a MSD

sistema «single price»

Se lo sbilanciamento aggregato zonale è positivo, il prezzo di sbilanciamento è il valore minimo tra:

il prezzo medio delle offerte «a scendere» accettate in MB

il prezzo zonale definito in MGP

Se lo sbilanciamento aggregato zonale è negativo, il prezzo di sbilanciamento è il valore massimo tra :

il prezzo medio delle offerte «a salire» accettate in MB

il prezzo zonale definito in MGP

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L’ANDAMENTO DI MGP

(fonte: GME)

52CESIRICERCA

Liquidità

53CESIRICERCA

PUN e sue determinanti

54CESIRICERCA

Offerta su MGP

55CESIRICERCA

PUN per fasce di ore

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Prezzi zonali

57CESIRICERCA

Rapporto prezzi picco / fuori picco giorni lavorativi

58CESIRICERCA

PUN 2017

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IL CONTESTO EUROPEO

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Prezzi sulle borse elettriche europee

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Quantità sulle borse elettriche europee

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European Price Coupling

Integrazione delle diverse borse elettriche europee in un unico mercato: European Price Coupling (Italia partecipa dal 2015)

Il vantaggio consiste nell’allocazione ottimizzata della capacità di trasporto transfrontaliera, contemporaneamente alla definizione dei prezzi

La capacità di trasporto disponibile viene sfruttata al meglio ed i prezzi delle varie zone sono sempre coerenti con i flussi di energia

Un unico algoritmo («Euphemia») risolve contemporaneamente tutti i mercati

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Price Coupling of Regions

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Grazie per l’attenzione !!!

[email protected]

La borsa dell'energia elettrica (Michele Benini - RSE)

Environment

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