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1CESIRICERCACESI 1
Modelli per gli scenari del sistema elettrico italiano Walter Grattieri
La Borsa dell’Energia Elettrica
Michele BENINI
2CESIRICERCA
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
3CESIRICERCA
LA BORSA ELETTRICA
4CESIRICERCA
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)
5CESIRICERCA
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
6CESIRICERCA
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
7CESIRICERCA
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
8CESIRICERCA
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
9CESIRICERCA
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
10CESIRICERCA
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
11CESIRICERCA
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”
12CESIRICERCA
La Borsa Elettrica – cronologia dei mercati
13CESIRICERCA
IL MERCATO DEL GIORNO PRIMA
14CESIRICERCA
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
15CESIRICERCA
Mercato del Giorno Prima (MGP)
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
16CESIRICERCA
Mercato del Giorno Prima (MGP)
Fonte: GME
(o aggregato zonale)
17CESIRICERCA
Mercato del Giorno Prima (MGP)
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
Mercato del Giorno Prima (MGP)
Prezzo di equilibrio (Market Clearing Price)
19CESIRICERCA
Vincoli di trasmissione: Zone
Nord
CentroNord
CentroSud
Sud
Sicilia
Sardegna
20CESIRICERCA
Limiti di transito invernali
Fonte: TERNA
21CESIRICERCA
Limiti di transito estivi
Fonte: TERNA
22CESIRICERCA
Gestione delle congestioni inter-zonali
Fonte: GME
23CESIRICERCA
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
24CESIRICERCA
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”)
25CESIRICERCA
Prezzi Nodali – mercato PJM
26CESIRICERCA
Gestione delle congestioni inter-zonali
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
27CESIRICERCA
Gestione delle congestioni inter-zonali
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 …
28CESIRICERCA
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
29CESIRICERCA
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
30CESIRICERCA
Mercato Infragiornaliero (MI)
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
31CESIRICERCA
Mercato Infragiornaliero (MI)
Fonte: GME
32CESIRICERCA
Saldo del Mercato Infragiornaliero
Fonte: GME
33CESIRICERCA
IL MERCATO PER IL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO
34CESIRICERCA
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
35CESIRICERCA
Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD)
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)
36CESIRICERCA
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
37CESIRICERCA
Riserva e Bilanciamento
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)
38CESIRICERCA
Riserva e Bilanciamento
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
39CESIRICERCA
Tipologie di bilanciamento
Fonte: GME
40CESIRICERCA
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
Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD)
(se l’unità di produzione si dichiara disponibile allo spegnimento)
41CESIRICERCA
Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD)
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
42CESIRICERCA
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”)
Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD)
43CESIRICERCA
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”
Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD)
44CESIRICERCA
Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD)
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
45CESIRICERCA
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
46CESIRICERCA
Saldo del Mercato per il Servizio di Dispacciamento
Fonte: GME
TERNA
47CESIRICERCA
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
48CESIRICERCA
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»
50CESIRICERCA
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
51CESIRICERCA
L’ANDAMENTO DI MGP
(fonte: GME)
52CESIRICERCA
Liquidità
53CESIRICERCA
PUN e sue determinanti
54CESIRICERCA
Offerta su MGP
55CESIRICERCA
PUN per fasce di ore
56CESIRICERCA
Prezzi zonali
57CESIRICERCA
Rapporto prezzi picco / fuori picco giorni lavorativi
58CESIRICERCA
PUN 2017
59CESIRICERCA
IL CONTESTO EUROPEO
60CESIRICERCA
Prezzi sulle borse elettriche europee
61CESIRICERCA
Quantità sulle borse elettriche europee
62CESIRICERCA
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
63CESIRICERCA
Price Coupling of Regions
64CESIRICERCA
Grazie per l’attenzione !!!
michele.benini@rse-web.it