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Checchi
Lezione 14- 18/04/ Il mercato dell’energia elettrica La filiera L’energia elettrica va generata, poi vendita al mercato all’ingrosso, poi trasportata (reti ad alta tensione), poi distribuita (reti a bassa tensione) e mercato di vendita al dettaglio. Le fasi di generazione, vendita all’ingrosso e al dettaglio sono liberalizzate. Quelle di trasporto e distribuzione sono regolate. Le fasi regolate sono gestite in monopolio legale (che per la trasmissione è nazionale e per la distribuzione è locale). Liberalizzato vuol dire che ogni soggetto può operare in quel mercato una volta ottenute le autorizzazioni. Nel mercato all’ingrosso ci sono soggetti che producono o importano energia elettrica e soggetti che acquistano che sono i rivenditori. Su questo mercato ci sono anche operatori finanziari. Struttura del mercato elettrico in Italia Ci sono diversi operatori che sono i produttori. A2A e Iren vengono dalle ex municipalizzate.
Terna è il gestore della rete che ha sia la proprietà che la gestione e opera come TSO (trasmission system operator). Il mercato all’ingrosso è organizzato sia attraverso borse dell’energia elettrica che in Italia sono gestite dal gestore del mercato elettrico che è un soggetto privato, ma operano anche altri operatori come il GSE che gestisce l’incentivo alle fonti rinnovabili in Italia. Acquirente unico compra sul mercato all’ingrosso per conto dei clienti che non sono ancora passati sul mercato libero mercato tutelato. Ci sono operatori che sono integrati nelle fasi di mercato all’ingrosso e di mercato al dettaglio. Generazione Generazione: trasformazione di energia. L’attività di generazione consiste nella trasformazione dell’energia primaria in energia elettrica. Gli impianti Le fonti di generazione si dividono in 3 gruppi: termiche dove viene usato il contenuto termico di una fonte primaria (gas, carbone) per far funzionare una turbina che genera energia elettrica; le meccaniche utilizzano la forza cinetica per produrre energia elettrica (idroelettrica e eolica); poi ci sono altre fonti che utilizzano indirettamente le fonti termiche come i fotovoltaici e le celle a idrogeno che tramite reazioni chimiche creano energia elettrica dall’energia solare. Costi e flessibilità
La struttura dell’offerta: i costi di riferimento per disegno di mercato Gli impianti baseload sono adatti a funzionare tutto l’anno perché un funzionamento continuato permette di spalmare i costi fissi che sono elevati costi di produzione più bassi. Mentre gli impianti peak sono più adatti a funzionare per poche ore perché i costi variabili sono elevati. Quando il mercato era nazionalizzato la decisione di come dispacciare gli impianti (programmazione di quali impianti tenere accesi) era centralizzata. Nei mercati liberalizzati il dispacciamento degli impianti è deciso autonomamente dagli operatori in base al mercato. Il concetto di load factor Il load factor è il tasso di utilizzo degli impianti che si misura o in quantità prodotta e venduta in un anno sulla quantità massima producibile o vendibile, oppure si utilizza il numero di ore in cui l’impianto ha prodotto a potenza massima sul numero di ore in un anno (8760). Gli impianti fossili programmabili hanno un load factor teorico vicino al 100% e uno effettivo che dipende da come vengono utilizzati sul mercato e da quanto riescono a vendere. Se l’impianto è inserito in un parco ben disegnato gli impianti a carbone e nucleari dovrebbero avere un tasso di utilizzo vicino al 100% e quelli a gas che sono middle merit attorno al 50%, quelli di picco come l’idroelettrico attorno al 30/40%. Per quanto riguarda gli impianti rinnovabili si tende a misurare con il load factor la disponibilità di materia prima rispetto alla localizzazione. Ad esempio, nella foto c’è una mappa dell’insolazione: sud Europa load factor più alto rispetto al nord. Vento a volte più facilmente programmabile dell’insolazione. Trasmissione dell’energia elettrica
Tutti hanno la possibilità di accedere alla rete e si accede tramite tariffe per il trasporto e per la connessione. Non sempre è facile avere la connessione alla rete. L’attività di trasmissione consiste nel trasporto fisico dell’energia elettrica dagli impianti di produzione fino alle reti di distribuzione locale. Il trasporto avviene attraverso la Rete di Trasmissione Nazionale, un complesso di elementi quali: elettrodotti, interruttori, trasformatori e strumenti di misura. La trasmissione dell’energia avviene su linee elettriche di Altissima (AAT) e Alta Tensione (AT). TSO (Transmission System Operator) è il gestore della rete certificato ai sensi della normativa europea. Il Gestore della rete di trasmissione è inoltre responsabile di alcune attività che richiedono un forte coordinamento e centralizzazione: Dispacciamento: consiste nella gestione dei flussi fisici nella trasmissione, basata sul monitoraggio dei parametri tecnici della rete (voltaggio) e sugli ordini di dispacciamento diretti agli impianti di produzione. Il dispacciamento è tradurre i programmi di produzione degli impianti che sono definiti anche in base all’andamento dei mercati e trasformare tutti i contratti in un funzionamento del sistema. L’attività di garantire il coordinamento tra gli aspetti economici del mercato e quelli fisici/tecnici è detta dispacciamento. Vincoli tecnici sono prevalentemente la flessibilità degli impianti cioè far sì che gli impianti abbiamo la capacità di fare quella modulazione. Ma anche la congestione di rete ovvero la capacità di trasporto della rete che è limitata. Manutenzione e sviluppo della rete di trasmissione. Le Rete e Terna Le linee tratteggiate sono sottomarine. La crescita della rete è necessaria per sostenere la transizione Il piano decennale di sviluppo
La presenza di una elevata produzione fotovoltaica cambia il profilo della domanda residua, cioè quella che rimane per la produzione fossile o comunque da fonti diverse dal fotovoltaico. Se prendiamo un tipico profilo di domanda e leviamo un tipico profilo di produzione fotovoltaica rimane una domanda residua che è bassa nelle ore in cui era più alta. Rimane costante il picco serale che rischia di avere una rampa di crescita molto elevata. La Duck curve (due picchi la mattina presto e la sera) è un problema perché ci chiede di avere in un parco ottimo di fonti fossili molto flessibili e con un’elevata capacità di modulazione. Le batterie servono a coprire queste rampe di domanda residua che gli impianti fossili tradizionali non riescono a coprire. Per integrare sul mercato elettrico la crescita delle rinnovabili servono fonti fossili flessibili capaci di modulare. Peculiarità del sistema elettrico/la rete (non fatto a lezione) Peculiarità del sistema elettrico/la domanda L’adeguatezza del parco di produzione si ha quando non solo la capacità teorica di produzione è superiore alla domanda, ma anche quando il parco è in grado di garantire la sicurezza e quindi ha le flessibilità necessarie per coprire la domanda in ogni condizione. Il sistema elettrico deve dimensionare gli impianti di generazione e la rete di trasmissione e distribuzione in funzione della domanda massima. Nel costo dell’energia elettrica viene tenuta in considerazione sia la quantità prelevata, ma anche le modalità con cui avviene questo prelievo nel tempo, ossia la curva di carico. Per effetto della sua periodicità oraria e stagionale la domanda di energia elettrica viene rappresentata dalla curva di carico in un grafico con in ascissa il tempo e in ordinata la potenza. L’area compresa tra la curva e l’asse delle ascisse rappresenta l’energia prelevata in KWh; è possibile individuare un valore massimo detto picco e un valore minimo; il rapporto tra l’area racchiusa dalla curva e il valore massimo esprime in ore la durata di utilizzazione della potenza massima prelevata.
Adeguatezza del sistema: è richiesta la presenza di alcuni impianti che non produrranno sempre, ma solo nelle ore con picco di domanda (margine di riserva rispetto alla domanda di potenza di picco). L’adeguatezza della capacità di produzione si connota come bene pubblico. Parco ottimo (non fatto a lezione) La struttura di generazione deve contenere diversi impianti che producono con diverse tecnologie con diversi costi fissi e variabili. Si definisce parco di generazione ottimo un sistema di macchine che consente di minimizzare il costo complessivo di generazione, per data curva di durata del carico. ‐ Impianti di base ‐ Impianti di modulazione ‐ Impianti di punta Quale mix e quali i prezzi per il parco ottimo? In un mercato liberalizzato i TSO fanno il piano decennale con ipotesi di sviluppo sulla base del quale programmano la crescita della rete. Ma quali impianti realizzare e dove non è una decisione centralizzata ma decentralizzata che è assunta dagli imprenditori. Un impianto fa profitto quando il prezzo copre tutti i costi nel corso della vita dell’impianto (15-20 anni). Un business plan mette tutti gli anni di vita utile es. 20, su una riga metto i costi fissi e variabili e i ricavi attesi. Il costo è caratterizzato anche da un costo finanziario e si chiama WACC. Ogni anno si fa la differenza tra R e C e la somma del margine è il tasso di rendimento dell’impianto. Il R si valuta come il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica. L’output del business plan è il IRR tasso interno del rendimento del capitale investito. Ma il business plan si può anche realizzare con l’approccio LCOE. Approccio LCOE: Levelised cost of electricity. Si fissa un rendimento voluto dall’imprenditore e si ottiene con il business plan qual è il prezzo dell’energia elettrica che mi copre i costi di investimento e un ritorno del capitale almeno pari a quello richiesto dall’imprenditore. La maggior parte delle fonti rinnovabili hanno LCOE estremamente volatile.
È realizzato da Terna attraverso ordini di dispacciamento agli impianti e attraverso l’utilizzo dei servizi ausiliari, o servizi ancillari. I servizi ancillari sono dei servizi necessari a garantire la sicurezza dell'intero sistema elettrico. Tra i più importanti:
- riserva statica
- regolazione di frequenza
- regolazione della tensione
- ravviamento della rete. Lezione 15- 02/05/ Il mercato dell’energia elettrica L’energia elettrica si può trattare come una commodity, ovvero quei beni che non hanno una qualità specifica e che quindi possono essere scambiati indipendentemente dalla consegna fisica. Una commodity o materia prima è un prodotto, di qualità uniforme e commercializzato in vari mercati. Esistono due tipi di materie prime dette "hard commodity" e "soft commodity". Le hard commodity includono petrolio greggio, minerale di ferro, oro e argento e hanno una lunga durata. I prodotti agricoli come la soia, il riso o il grano sono considerati "prodotti di base" in quanto hanno un tempo di conservazione limitato. Queste merci sono simili e intercambiabili o "fungibili". Per esempio, il greggio di un paese o di un mercato dovrebbe essere della stessa qualità del greggio di un altro. Le commodities sono particolarmente adatte per essere scambiate sui mercati organizzati o borse (exchange). Es. beni scambiati sulle borse, moneta. I prodotti di consumo come auto, cellulari, vestiario ecc. variano da produttore a produttore e quindi non possono essere scambiati come commodity. Modelli di mercato dell’energia elettrica La sfida del mercato è conciliare questi aspetti: da una parte un bene che può essere trattato come una commodity e quindi può essere scambiato anche sui mercati finanziari; e invece dall'altra parte le esigenze specifiche, che sono quelle dettate dalla presenza sia della domanda, della difficoltà di immagazzinare e anche della necessità di coordinarsi con i vincoli tecnici degli impianti. Stiamo parlando di mercati all'ingrosso dove i venditori sono normalmente i produttori e gli importatori e gli acquirenti sono dei rivenditori che poi vendono ai clienti finali. I mercati si dividono in due grandi famiglie: over the counter e mercati regolamentati o organizzati. I mercati over-the-counter sono mercati poco standardizzati, mercati bilaterali in cui le parti si accordano su tutti gli aspetti del contratto. Quando si fa un mercato over-the-counter, sia nell'energia elettrica che nel
gas, si definisce un punto di consegna che normalmente è o il mercato stesso quindi un punto virtuale all'interno della rete o un punto di prelievo dove poi si pensa che l’energia elettrica verrà prelevata. Ma il mercato bilaterale, il mercato degli scambi si comporta quasi come se la rete non esistesse e quindi si definisce un punto di delivery e poi si stabiliscono tutte le parti del contratto. Possono essere sia mercati spot che mercati a termine. Il primo significa che il bene è consegnato immediatamente. Nei mercati energetici le quotazioni spot generalmente si intende quel periodo di tempo che è il minimo necessario per poi consentire la notifica al gestore della rete e quindi il dispacciamento. Quindi normalmente per negoziazione spot si intende una negoziazione fatta il giorno prima per il giorno dopo. Man mano che i mercati stanno evolvendo ci sono anche mercati intraday; quindi, ci sono anche negoziazioni che vengono fatte il giorno stesso per le ore successive della giornata. I mercati a termine sono appunto i mercati forward e sono la base per i mercati finanziari. I mercati regolamentati sono quelli in cui c'è una controparte, o in termini più generali sono i mercati in cui c'è una qualche forma di vincolo alle negoziazioni. Come ad es. le garanzie di controparte che si chiedono, gli orizzonti minimi. Anche questi possono essere spot e a termine ed esistono diverse forme di standardizzazione. Mercati energia: organizzati vs OTC Normalmente in un contratto ci sono tre elementi fondamentali il prezzo, la durata e il punto di consegna. E questi, in un contratto bilaterale, sono negoziati fra le parti. Quando ci sono delle forme di regolamentazione del mercato, alcune di queste parti vengono standardizzate. La forma più blanda di standardizzazione sono le cosiddette piattaforme per la negoziazione bilaterale dove si chiede ai venditori o agli acquirenti di pubblicare degli annunci che definiscono e rispettano determinate caratteristiche. Ad esempio, la più standardizzata normalmente è la consegna e la durata. La piattaforma mette semplicemente in comunicazione e facilita l'incontro fra domanda e offerta, quindi fra i venditori e gli acquirenti. Poi il contratto e alcune parti del contratto, in particolare il prezzo, viene definito fra le due parti che si sono incontrate. In tutte e due le parti possono esserci dei trader che comprano e vendono a fini prevalentemente speculativi. A volte queste piattaforme fanno anche degli indici di prezzo, ossia, dicono a fine giornata, qual è il prezzo medio delle transazioni che sono state fatte. Le borse sono la forma di standardizzazione più importante. Esistono generalmente per le commodity, perché è più facile organizzarle. Nella Borsa è tutto predefinito: ci sono dei prodotti standardizzati con delle quantità standardizzate, delle delivery standardizzate e dei punti di consegna standardizzati. Nella Borsa la controparte non è un altro
devono essere notificati o nominati perché il TSO, deve gestire il dispacciamento; quindi, deve sapere quali sono i contratti fisici. Le borse fanno anche il servizio di gestione delle notifiche, quindi registrare i contratti di compravendita e passarli poi al gestore della rete che farà il dispacciamento. Definizione dei meccanismi di pricing Sui mercati over the counter la borsa chiede ai trader a fine giornata i prezzi e fa degli indici. Sulla borsa il prezzo è quotato in base alle proposte di vendita e acquisto dei partecipanti. Ci sono due modalità per definire il prezzo: Negoziazione ad asta: modalità di contrattazione avviene senza nessuna interazione, perché la borsa mette in ordine le offerte d’acquisto e di vendita facendo la curva di domanda e offerta, individuando il punto di equilibrio che rappresenta il prezzo che è uguale per tutti system marginal price. Nella negoziazione continua ci sono offerte che vengono pubblicate e solo quelle che si matchano quindi in cui prezzo di acquisto e di vendita sono uguali vengono accoppiate virtualmente (non si sa da chi si sta acquistando o vendendo). Ogni negoziazione ha il suo prezzo anche se i prezzi tendono a convergere perché tutti tenderanno ad offrire il prezzo di equilibrio pay as bid. Il primo sistema è usato molto spesso dai gestori dei mercati perché è più facile da gestire. Questo tipo di mercato è usato prevalentemente per le transazioni del giorno prima. Gli operatori tendono a fare offerte al loro costo marginale. Difetto: sistema molto criticato perché se ci sono operatori che sono disposti a vendere ad un prezzo molto basso dovrò comunque corrispondergli un prezzo più alto. I mercati intraday vengono normalmente gestiti con le negoziazioni continue. Anche nella negoziazione pay as bid i prezzi convergono a quelli di equilibrio perché la differenza tra il costo marginale e il prezzo è la rendita inframarginale che serve a coprire i costi fissi. Nelle negoziazioni ad asta si tende ad offrire il costo marginale; in quelle pay as bid si tende ad offrire LCOE, cioè il costo marginale di lungo termine, cioè quello che alla lunga copre anche i costi fissi. Il system marginal price ha come aspetto positivo che restituisce delle curve di domanda e offerta. La curva di domanda-offerta
Verde= offerta Arancione= domanda Asse x= quantità Asse y= prezzi Il prezzo è uguale per tutti. La curva di domanda è rigida perché chiunque sta acquistando non ha possibilità di fare strategia nel caso dell’energia elettrica. Priorità di dispacciamento su MGP Il Mercato del giorno prima:
- è il mercato spot per l’energia in Italia
- è un mercato orario -gestito con la regola dei system marginal price. Una curva di offerta è fatta dal costo marginale. Per i produttori di energia elettrica il costo marginale è 0 nel caso di rinnovabili ed è fatto da alcuni costi: acquisto della materia prima (gas), costi di stoccaggio (a volte inclusi nei costi della materia prima), O&M costi variabili di manutenzione, costi ambientali (gli impianti per ogni Mwh di energia elettrica che producono emettono CO2 e a fine anno dovranno acquistare il relativo certificato). Quindi il prezzo dell’energia elettrica dipende dai costi marginali, dall’eventuale mark-up che può servire per coprire i costi di lungo termine o in alcuni casi dà il potere di mercato, dalle rendite inframarginali e dalla necessità di coprire costi fissi e dal livello della domanda. Dato che la domanda cambia molto, io mi aspetto che i prezzi dell’energia elettrica siano molto volatili e così è nei mercati all’ingrosso. Questo mercato è stato pensato per le fonti fossili e non per le rinnovabili. Prezzo IPEX nei primi anni della liberalizzazione
Le zone e i prezzi zonali Chi fa le offerte di vendite e acquisto deve dire dove pensa di immettere l’energia elettrica e in questo modo si definisce un prezzo diverso. Market splitting: ad esempio in Italia prezzi diversi tra nord e sud perché gli impianti delle rinnovabili sono più costosi al nord si creano dei sottomercati e il gestore del mercato funziona diversamente perché non solo matcha domanda e offerta ma tiene conto di alcuni vincoli di rete. Il mercato del gas non è congestionato. È stata fatta in Italia la regola del prezzo unico nazionale: i venditori ricevono il prezzo zonale, ma chi compra nella borsa lo fa ad un prezzo che è la media ponderata dei prezzi zonali (PUN prezzo unico nazionale). Assegnazione indiretta A livello europeo è stato deciso di passare ad un meccanismo di allocazione diretta attraverso aste implicite. La commissione ha stabilito la regola per cui quando ci sono congestioni vanno risolte non col market splitting ma col market coupling, ovvero in tutta Europa si hanno mercati separati per i diversi paesi, ma i gestori dei mercati quando fanno i mercati del giorno prima mettono in coordinamento tutte le offerte di vendita e di acquisto ed esiste un algoritmo europeo per cui il mercato è trattato come se fosse un mercato unico e trattato col meccanismo zonale. Quindi l’allocazione della capacità di trasporto di importo dai vari paesi è implicita. Meccanismo molto complesso. Assegnazione della capacità di trasporto avviene contestualmente alla risoluzione del mercato dell’energia. 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 della zona esportatrice. Chi esporta deve 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. Manca lezione gio
Le aste esplicite possono creare inefficienze. Ad esempio, l’Italia importa tanto dalla Francia
che col nucleare riesce a fare prezzi più bassi. Con le esplicite si fanno contratti annuali di
importazione dalla Francia a cui è associato anche l’acquisto della capacità. Supponendo che in
Francia un impianto va in manutenzione, a quel punto in Francia sui mercati spot dove c’è poca
disponibilità di nucleare aumenta il prezzo. In Francia siccome è in deficit di produzione, può
essere che questo prezzo superi quello italiano facendo convenire non più di importare ma
esportare dall’Italia verso la Francia. Allora se abbiamo contratti di importazione annuali,
continueranno ad importare dando inefficienza al sistema italiano, che importa ad un prezzo
più alto di quello che avrebbe sul suo mercato interno e alla Francia che avrà deficit di energia
disponibile.
Con le aste implicite invece, nei mercati spot, i due mercati vengono gestiti
contemporaneamente condividendo le offerte di vendita e di acquisto e risolvono il mercato in
base alle disponibilità, quindi nei mercati spot, nel caso fatto prima, avremo un’esportazione
dall’Italia alla Francia.
I mercati spot, che sono quelli che dovrebbero essere in tempo reale, sull’energia elettrica, si
fanno fino al giorno prima, perché bisogna coordinare le esigenze commerciali degli operatori
con quelle fisiche del sistema di rete. La gestione della congestione di rete è un modo per
anticipare la presenza di alcuni dei vincoli di rete sul mercato del giorno prima; quindi, far in
modo che le transazione commerciali tengano conto dei vincoli del sistema, seppur non
possono tener conto di tutti. Per quelli in esubero c’è il mercato del dispacciamento. Esso è il
metodo attraverso cui il gestore della rete garantisce che le transazioni fatte sul mercato
commerciale siano poi possibili sulla rete. Esempio la congestione. Queste in parte sono risolte
nel mercato del giorno prima e in parte nel mercato del dispacciamento. Ciò vuol dire che se un
venditore, nel mercato all’ingrosso, ha acquistato energia elettrica da un produttore del nord,
ma quando si arriva nel tempo reale non c’è disponibilità di capacità, la gestione passa a Terna
che opererà con servizi di aggiustamento del mercato, chiedendo in tempo reale all’impianto
che ha venduto al nord di ridurre la produzione e farà produrre un impianto nel sud. Queste
attività di dispacciamento che Terna compie, vengono remunerate ai produttori come se
fossero dei servizi. Quindi il gestore della rete sul mercato del dispacciamento, il gestore della
rete, chiede ai produttori dei servizi di aggiustamento della produzione. il meccanismo di
remunerazione degli impianti: se io produttore vendo energia ad un certo prezzo, questo
prezzo lo riceve. Quando terna chiede all’impianto di non produrre più, perché l’energia
elettrica a quel cliente verrà mandata da un altro impianto, difatti ricompra energia dal
soggetto che l’aveva già venduta. Ciò avviene prima della delivery nell’ultima ora tra quando
chiudono i mercati e quando avviene la consegna. Quindi è un’attività di ricompra vendita che il
gestore fa quando chiudono i mercati e il tempo reale per aggiustare il più possibile la
produzione rispetto alle esigenze. Quindi Terna compra e vende energia per aggiustare il
sistema, ma a volte compra anche solo disponibilità degli impianti di stare accesi per necessità
di mantenere il sistema in equilibrio.
Le rinnovabili, ad esempio un impianto fotovoltaico, vendono contratti generici in base alle
condizioni meteo. Se le condizioni meteo non consentono, il mercato si chiude. Chi ha
attivo della domanda, cioè essere presumer ovvero consumatori che non si fermano al
mercato dell’energia ma partecipano al mercato del dispacciamento: cioè se io compro
rinnovabili e non c’è il sole mi impegno a non consumare. Un aiuto potrebbe arrivare
dalle batterie che potrebbe fare servizio di fast reserve cioè un servizio di
aggiustamento della produzione che serve a coprire le intermittenze delle rinnovabili
che anche gli impianti fossili fanno fatica a dare.
Il problema dell’adeguatezza si crea quando mancano sufficienti segnali di prezzo per gli
investitori, ossia quando il prezzo è troppo variabile, troppo basso, gli operatori possono aspettarsi
di lavorare solo sul mercato del dispacciamento creando problemi di missing money. Uno dei
meccanismi per risolvere è quello dei mercati della capacità. Riguardano la possibilità che si possa
acquistare la disponibilità di capacità, cioè parallelamente al mercato dell’energia si svolgono
mercati che hanno orizzonti temporali più lunghi e tramite i quali si acquista la capacità produttiva.
Questo vuol dire che la remunerazione della capacità può servire a stabilizzare i ricavi allineando il
prezzo della capacità con il livello di costi fissi potendoli coprire. La presenza di questo mercato
dovrebbe garantire la remunerazione dei costi fissi per i produttori e ai consumatori garantire un
prezzo dell’energia elettrica meno volatile.
I soggetti che si impegnano a fornire la capacità, quando si fanno i mercati dell’energia elettrica, se
il prezzo dell’energia elettrica sale sopra un certo livello sono chiamati a restituire la differenza tra
il picco di prezzo e lo strike price. Hanno un cap sul livello del prezzo dell’energia. L’incettivo sta
nel fatto che il produttore riceve remunerazione della capacità e vende anche energia quando i
prezzi sono alti, la restituzione non è grave. L’incentivo sta che questa differenza deve essere
remunerata anche se non si è presenti sul mercato in quel momento.
I mercati della capacità vengono usati per garantire che ci siano ancora impianti fossili, dato che
ancora oggi servono, ma anche per incentivare le nuove batterie e le rinnovabili stesse. La CE ha
sempre puntato sui mercati di breve periodo perché c’è l’idea che il segnale di prezzo di breve
periodo sia quello più efficiente.
Esercizio. La curva di offerta si calcola costruendo il merit order, cioè l’ordine di merito crescente
rispetto ai costi variabili quindi in questo caso segue anche l’ordine alfabetico. Si pongono sulle y i
costi variabili (prezzo marginale) e sulle lx a potenza in MW. La capacità produttiva del sistema è la
somma delle potenze, in questo caso 65MW. Se la domanda è di 50MW/h di quanto è il system
marginal price? L’incrocio tra la curva di domanda e la curva di offerta sarà tra 50 e 10. Gli impianti
che avranno vinto l’asta saranno quelli a sinistra contenuti cioè A, B, C,D che hanno vinto la
vendita di energia elettrica ma anche l’obbligo di immettere sennò saranno passibili di multa da
terna. Questi soggetti col system marginal price vendono a 10 e gli impianti dispacciati sono
A,B,C,D. da qui si nota la volatilità del prezzo. Il profitto invece sarà dato da ricavo-costi. Il ricavo
sarà prezzoquantità: il prezzo è 10 la quantità 15. Il costo è definito dalla quanità prodottacosto
variabile+costo fisso.
Quindi: Ricavi= 1015=150 costi=(155)+5=80 Profitto=150-80=
Il profitto D è 0. Questo è un impianto marginale, ma ha costi fissi nulli. (caso raro). E che sta fermo
ha un profitto di -4 in quanto sostiene costi fissi senza produrre. C è l’impianto marginale, cioè che
fissa il prezzo. È una posizione scomoda perché è l’impianto che non fa rendite inframarginali. Se a
questo sistema aggiungiamo un nuovo impianto. Se aggiungiamo 10MW di impianti marginali, con
domanda 50 il prezzo si abbassa e andrà all’incirca a 9. questo è il meccanismo per cui la crescita
delle rinnovabili che hanno impianti con costo marginale 0 può, ridurre il prezzo e quindi i profitti.
missing money.
Un modo strategico per alzare il prezzo è fare sottrazione di capacità, in cui ad esempio nel caso, C
dichiara di essere indisponibile e quindi per coprire la domanda si deve chiamare in produzione E,
che prima era fermo, facendo alzare il prezzo a 15 e portando tutti ad un profitto maggiore. Avrò
più rendite inframarginali su A che mi compensa la perdita di profitto di C che non producendo
avrà solo costi fissi per -4.
MERCATO DEL GAS
Come nell’elettrico anche nel gas, la filiera di approvvigionamento è suddivisa in parti liberalizzate
e in parti gestite in monopolio e quindi regolate. Una differenza però è che la maggior parte del
gas oggi è importato da paesi extra UE e che hanno regole diverse.
La vendita funziona come nell’elettrico: ci sono soggetti che comprano all’ingrosso e vendono ai
clienti finali. Poi ci sono anche qui reti di trasporto, al loro volta divise in reti in alta e bassa
pressione. Quelle gestite dalla rete nazionale quindi dal monopolista Snam e quelle locali, gestite
da tanti distributori locali.
Elementi in più nel mercato del gas sono i gestori di stoccaggio e gestori dei terminali di GNL.
Questi fanno un servizio non strettamente indispensabile che la UE non ha regolato forzosamente
imponendo singoli modelli di accesso quindi accessibili anche liberamente. In Italia si è scelto il
regime regolato.
Si parla di produzione di gas quando c’è produzione di biometano in quanto viene fisicamente
creato dalla fermentazione delle biomasse che può essere messo in rete e trasportato. Viene dalla
raffinazione del biogas che a sua volta viene dalla fermentazione del materiale biologico. Una volta
depurato può essere assimilato a quello fossile.
L’energia elettrica deve essere prodotta e consumata nello stesso momento per la sua difficoltà di
immagazzianaggio. Nel gas funziona diversamente in quanto il gas viaggia ad una velocità molto
inferiore dell’energia elettrica e questo comporta che le necessità di coordinamento siano
inferiori. Se il coordinamento tra immissione e prelievi non è identico non si creano cali di
pressione a differenza dell’energia elettrica. La capacità di stoccaggio insita nelle tubature si
chiama line-pack. Molto importante è il GNL. Esso è gas estratto dal sottosuolo. In fase iniziale
viene messo in reti di trasporto, ma a differenza del gas trasportato via pipeline, non viene
consumato ma trasportato in una infrastruttura costiera che si chiama impianto di liquefazione
che lo porta allo stato liquido con il raffreddamento. Il gas una volta liquefatto viene caricato su
metaniere, navi specifiche che hanno funzioni anche di stoccaggio e rigassificazione oltre che di
trasporto. Una volta arrivata a destinazione il gas viene RI gassificato ed immesso in rete.
La rete di distribuzione poi è la rete che dalla rete di trasporto si trasforma in rete a bassa
