Riassunto esame Economia dell'energia e gestione dei beni ambientali, prof. Pia Saraceno, libro consigliato P. Ranci, Economia dell'energia, Il Mulino, 2011.

PREZZO IPEX

→ CONGESTIONI

Uno dei principali ostacoli alla crescita della concorrenza nel mercato elettrico è rappresentato dalle

congestioni che rendono impossibile definire a propri la capacità di trasporto disponibile e il costo di

trasporto dell'energia. Questo fattore rappresenta anche una delle ragioni principali del crescente successo

dei mercato di borsa in questo settore, nella misura in cui queste costituiscono uno strumento efficiente e

trasparente per la risoluzione di tali congestioni.

• Una linea di trasmissione è soggetta a congestione quando il flusso di potenza che la interessa

supera il limite della capacità di trasporto. Situazione in cui non possono avvenire scambi fisici

• In caso di congestioni le negoziazioni economiche non possono tradursi in scambi fisici.

• Possibili cause: 1

- Allocazione delle risorse di produzione non omogenea sul territorio: esistono aree che dispongono

di un maggior numero di impianti produttivi a basso prezzo o di una maggior disponibilità di risorse

rispetto alle esigenze locali

- Variabilità della domanda può dar luogo a degli squilibri; con picchi di domanda non sempre si ha a

disposizione la quantità di energia richiesta.

- Indisponibilità temporanea di alcune linee di trasmissione per interventi manutentivi o disservizi

Nelle situazione passate dove l'energia era gestita da monopolio, il problema delle congestioni era interno

alla singola azienda; oggi, con la liberalizzazione del settore il problema è interessa di tutti.

Tutto questo ci suggerisce che:

• La capacità di trasmissione è una risorsa scarsa, quindi acquista un valore economico

• necessità di stabilire dei meccanismi di allocazione:

1. Assegnazione diretta

2. Assegnazione indiretta

1. ASSEGNAZIONE DIRETTA

 Criteri albitrari

• Prevalenza di bilaterali: no info sui prezzi

Nei primi anni di liberalizzazione del mercato europeo dell'elettricità, quando gli scambi erano basati su

contratti bilaterali di lungo termine il gestore non disponeva di informazioni di prezzo aggiornate circa la

disponibilità degli operatori a variare i propri programmi. In questo sistema:

• La capacità di trasporto di una connessione viene suddivisa in bande la cui assegnazione può avvenire

con diversi metodi:

- “pro quota” → situazione in cui il flusso programmato è maggiore della capacità. C'è

razionamento fatti su quantità di energia gestita

- “first come first served”;

• Per via amministrativa vengono stabiliti i prezzi di remunerazione fissi per gli operatori

• No criteri di mercato

• Il gestore di rete potrebbe garantire agli operatori una remunerazione

• Non fornisce al mercato un segnale circa il valore marginale delle risorse

L'inefficienza di questa soluzione ha spinti diversi paesi ad adottare, spesso dietro pressione della Comunità

europea, metodi di risoluzione delle congestioni basati su criteri di mercato e in particolare:

 Aste esplicite

• Criteri di mercato per assegnare la capacità disponibile

• Periodicamente i gestori di rete nazionali organizzano delle aste per assegnare ai richiedenti la capacità

disponibile: quando la domanda è inferiore all’offerta la capacità viene assegnata gratuitamente, mentre

in caso contrario viene assegnata ai migliori offerenti che pagano il prezzo di equilibrio definito in esito

all’asta. L'eventuale ricavo dell'asta, la cd "rendita da congestione"

• La “rendita da congestione” viene:

- utilizzata per ridurre i costi operativi e quindi gli oneri caricati sui consumatori finali

- investita in opere di rinforzo della rete

• Il prezzo della capacità si forma sulla base valore atteso del prezzo dell’elettricità: è possibile che in

diverse ore il valore della capacità di trasporto sia maggiore o minore al differenziale di prezzo tra le due

frontiere o addirittura di segno opposto, lanciando quindi segnali di prezzo scorretti al mercato e

inducendo un utilizzo inefficiente della rete.

Dalle aste esplicite non si ha la certezza assoluta che la distribuzione sia effettivamente efficiente. La

soluzione ottima a questo problema consiste quindi nell'utilizzo di una borsa energetica. Quindi:

2. ASSEGNAZIONE INDIRETTA

 Aste implicite

• Assegnazione della capacità di trasporto avviene contestualmente alla risoluzione del mercato

dell’energia. 1

• Mercato articolato in zone di mercato interconnesse da linee con capacità di trasporto limitata.

• Generatori e consumatori formulano offerte di acquisto o di vendita di energia. Il gestore del mercato

seleziona le offerte in base al loro merito economico, nel rispetto dei limiti di trasporto sulle connessioni.

• Congestione: l’impossibilità di importare parte della potenza fa sì che nella zona in deficit di produzione

debbano essere utilizzati generatori locali meno efficienti rispetto a quelli collocati nella zona in

esportazione. Di conseguenza, il prezzo nella zona importatrice si alza rispetto a quello delle zona

esportatrice. Le transazioni con punto di immissione nelle zona esportatrice e punto di prelievo in quella

importatrice devono pagare un costo di congestione il cui valore per unità di potenza trasmessa è pari alla

differenza dei prezzi zonali. Il costo di congestione può essere estratto dal mercato e utilizzato dal gestore

della rete per un miglioramento delle infrastrutture di rete, oppure ridistribuito tra i produttori e i carichi.

(vedi esempio dopo)

• Market splitting: mercato scandinavo (es. NORPOOL). In presenza di congestioni sulle connessioni tra i

singoli paesi il mercato viene risolto separatamente in ciascuna zona e si determinano prezzi zonali

differenti.

EFFETTI di UNA CONGESTIONE

• Due zone

• Unità di produzione P con relative offerta (q (MWh), p (€/MWh) → P dice a che prezzo il produttore è

i i

disposto a cedere energia

• Unità di consumo C con relative richieste (q (MWh), p (€/MWh)

i

Ora ordiniamo le offerte dei produttore in modo crescente, mentre per le richieste dei consumatori le

ordiniamo in maniera decrescente.

Sommando tutte le diverse produzioni dei 4 impianti l'offerta totale è di 400, mentre la richiesta totale di

280.

• Caso 1: non c’è limite di transito non c'è limite di transito o se c'è non è stringente, quindi T è

praticamente infinita e si ha una regola di mercato a prezzo unico, unconstrained cioè senza vincoli .

Si ha una regola di mercato a prezzo unico → costo del produttore marginale P3 p=40

Transito di 60 MWh dalla zona A alla zona B 1

L'assenza di vincolo consente di equilibrare il mercato a un prezzo unico che sarà pari al costo del costo

marginale P3, ovvero p = 40 dato dal punto di incontro tra la domanda totale dei consumatori (= 80) e il

prezzo fatto dal produttore P3.

Questa soluzione comporta che:

- P1 produce al limite della sua capacità una quantità pari a 100. Vende a 40 avendo un profitto di 20

(perché era disposto a vendere a 20).

- P2 produce 100 di cui 40 per la zona A e i restanti 60 li esporta nella zona B. Vende a 40 avendo così

un profitto di 10 perché era disposto a vendere a 30.

- P3 produce per la quantità rimanente ovvero 80, vendendo ad un prezzo pari a quella che era la sua

offerta iniziale ovvero 40.

- P4 non opera.

• Caso 2: prezzo unconstrained ma c’è limite di transito T=10 MW

Si ha una regola di mercato a prezzo unico → costo del produttore marginale P3 p=40

Massimo transito possibile: 10 MW→P2 deve ridurre la propria produzione; si accende P4 meno efficiente.

Questo limite stringente impone al PX di ridurre di 50 la produzione del più costo impianto della zona A

(quindi il P2 produrrà 40 per la sua zona è solo 10 d esportare in B) e di aumentare corrispondente,ente la

produzione della zona B fino ad accendere l'impianto P4 più costoso, che prima era rimasto spento. In

questo caso, essendo mantenuta la regola del prezzo unico, il prezzo resta pari a 40 per l'intero mercato.

Quindi:

- P1 produce sempre 100 da vendere a 40

- P2 produrrà un totale di 50 di cui 40 per A e 10 per B, sempre al prezzo di 40

- Ora, la zona A ha avuto la quantità richiesta (140), mentre la zona B al momento ha ottenuto solo

10 dal produttore P2, questo vuol dire che ora:

- P3 produrrà al limite della sua capacità una quantità pari a 100 (così arriviamo a 110) da vendere a

40 €/MWh

- P4 sarà chiamato in causa per produrre la differenza tra 140 e 110 quindi produrrà 30 MWh da

vendere a un prezzo pari a 40 €/MWh che però risulta inferiore alla sua offerta di 50.

Questo vuol dire che PX dovrà riconoscere P2 il mancato guadagno e a P4 un extracosto.

Quindi il saldo netto dell'extracosto risulta pari 300€ derivante da i costi sostenuti dai Produttori pari a -

11500 e il costo sostenuto dai Consumatori di 11200. Ciò vuol dire che il PX dovrà recuperare tale costo sui

consumatori finali tramite un ricarico di prezzo dell'energia ( → totale 41,07). 1

• Caso 3: prezzi zonali e limite di transito T=10 MW

Ogni zona definisce il proprio prezzo sulla base dell’offerta marginale accettata

Massimo transito possibile: 10 MWh 2 prezzi diversi Zona A: p=30 Zona B: p = 50

In questa situazione il prezzo della zona A scende a 30 €/MWh dato sempre dall'incontro tra domanda e

offerta per i 140 MWh richiesti dalla zona. Mentre per la zona B il prezzo sale a 50 €/MWh.

Il PX non sopporta nessun extracosto questa volta, perché in ogni zona il prezzo dell'energia è più che

sufficiente per i 140 MWh richiesti dalla zona. Mentre per la zona B il prezzo sale a 50.

per remunerare tutti gli impianti, anzi lucra una rendita da congestione di 200€ in quanto per equilibrare il

mercato il PX compra 10 MWh a 30€/MWh nella zona A e li rivende nella zona B and un prezzo di

50€/MWh.

200 è dato dal costo dei P = -11000 e dal costo dei C = 11200

In questo caso a beneficiarne saranno i consumatori che avranno un ribasso netto di 200€ / 280MWh =

0,71 + i prezzi delle due zone quindi la zona A pagherà mentre la zona B 1

• In assenza di congestioni (quando cioè nessun limite risulta saturato) il prezzo di equilibrio risulta uguale

in tutte le zone

• In caso di congestioni i prezzi zonali si differenziano, risultando più bassi nelle zone a monte del transito

saturato (esportatrici) e più alti in quelle a valle (Importatrici).

• Il sistema dei prezzi zonali contribuisce ad incrementare:

- efficienza statica: penalizza i p