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Market Coupling dei Mercati Elettrici - PDF
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1 Market Coupling dei Mercati Elettrici Milano, 20 Novembre 2009 Giuseppe Buglione, Guido Cervigni, Eileen Fumagalli, Elena Fumagalli IEFE Università Bocconi 12 Indice della Presentazione Organizzazione della Ricerca ERI Market Coupling Capacità di Trasmissione per Transazioni Crossborder Allocazione della Capacità di Trasmissione attraverso Aste Implicite Allocazione Spot Allocazione nel Lungo Periodo Fermezza dei Diritti Inter-TSO Compensation 23 Organizzazione della Ricerca ERI 34 Organizzazione della Ricerca 1 Parte 1: Diritti di Trasmissione Parte 2: Potere di Mercato in Presenza di Vincoli di Trasmissione Parte 3: Market Coupling Parte 4: Le Electricity Regional Initiatives 45 Organizzazione della Ricerca 2 Illustreremo i risultati del Capitolo 3 Introdurremo i concetti che ricorrono nel dibattito di policy e li raccorderemo con i riferimenti teorici 56 Market Coupling 67 Definizione di Market Coupling Il Market Coupling è un meccanismo di integrazione di mercati elettrici di diverse zone (o Paesi) In presenza di Market Coupling l utilizzo della capacità di trasmissione tra diversi Paesi è implicitamente determinato, contestualmente al valore dell energia elettrica nei diversi luoghi Tale meccanismo va contrapposto a uno in cui il diritto ad utilizzare la capacità di trasmissione è determinato indipendentemente dal valore dell energia elettrica 78 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 89 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 1 Esistono due nozioni rilevanti di capacità di trasmissione cross-border: Capacità commerciale. Nozione rilevante ai fini delle transazioni economiche (definizione standard ) Capacità fisica. È la capacità di trasmissione effettiva (somma delle capacità di transito delle singole componenti della rete) Definizione standard di capacità capacità fisica 910 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 2 Metodologie per il calcolo della capacità di trasmissione cross-border: Interface Approach. Definisce la capacità commerciale Flow-Based Approach. Definisce un concetto di capacità di transito più coerente con la struttura fisica della rete 1011 INTERFACE APPROACH Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 3 Il Transmission System Operator (TSO) definisce ex ante (rispetto alla fase di clearing del mercato) la quantità massima di energia elettrica che può essere immessa in una zona e prelevata in un altra Net Transfer Capacity = Capacità Totale-Margine di Sicurezza 1112 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 4 INTERFACE APPROACH Rete Bi-nodale Hp: 4 cavi paralleli Capacità singolo cavo: 1000 MW Net Transfer Capacity = Capacità totale-margine di Sicurezza A NTC = 3000 MW B Risultato Efficiente 1213 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 5 INTERFACE APPROACH Rete Magliata Hp: Stessa resistenza su tutte le linee Capacità limitata su linee A-D e C-D Immissione netta in A pari a 1000 MW A CMax = 2000 MW B D C CMax = 2000 MW A, B e C: nodi di produzione D: nodo di consumo 1314 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 6 INTERFACE APPROACH Rete Magliata 5000 MW c Il TSO definisce ex ante l insieme delle transazioni eseguibili 2300 MW c 2 NTC 2 Insieme delle transazioni ammissibili NTC 1 c 1 NTC 3 Risultato inefficiente b 2 b MW 3500 MW b 1415 FLOW-BASED APPROACH Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 7 La capacità di transito è definita contestualmente al clearing del mercato Internalizza direttamente il valore dell energia elettrica nei diversi punti della rete, definendo l utilizzo ottimo delle risorse di rete L insieme delle transazioni è quello che massimizza il valore della capacità di trasmissione 1516 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border MW c Flussi ammissibili con flow-based 5000 MW c Flussi ammissibili con NTC 2300 MW 2300 MW NTC 1 NTC MW 3500 MW b 2500 MW 3500 MW b Il metodo flow-based non riduce l insieme delle transazioni ammissibili e permette l uso efficiente delle infrastrutture fisiche 1617 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 9 FLOW-BASED APPROACH con rete semplificata E = B+C La rete per la definizione della capacità di transito è indirettamente collegata con l infrastruttura fisica Il TSO deve fare ipotesi su ripartizione delle immissioni nette nei nodi B e C A CMax = 2000 MW D E CMax = 2000 MW 1718 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 10 Rete vera vs. rete semplificata Approccio conservativo c B A Area di redispacciamento c B A C C Area di sotto-utilizzazione D D E E F G b 1819 Capacità di Trasmissione per Transazioni Cross-border 11 CONCLUSIONI Approccio flow-based superiore rispetto a approccio NTC (o interface) Approccio flow-based con rete semplificata richiede ipotesi circa l esito del mercato stessa debolezza del metodo NTC La capacità di trasmissione non dipende unicamente dalle caratteristiche fisiche della rete, ma anche da ipotesi circa la distribuzione delle immissioni nei diversi nodi. 1920 Allocazione della Capacità di Trasmissione attraverso Aste Implicite 2021 Allocazione Spot 1 Esistono due metodi per l integrazione dei mercati elettrici: Market Splitting (MS). I mercati dei paesi coinvolti sono integrati in un unico mercato Market Coupling (MC). Mercati elettrici separati per ciascun paese coinvolto MS e MC differiscono esclusivamente dal punto di vista algoritmico 2122 Allocazione Spot 2 Market Splitting Unica borsa elettrica centrale calcola l equilibrio (domanda, offerta, prezzi e flussi cross-border) per l intero sistema Market Coupling Borse elettriche separate nei paesi coinvolti. Un operatore centralizzato calcola l equilibrio per l intero sistema (Price Coupling), oppure Le borse elettriche nazionali calcolano gli equilibri interni e l operatore centralizzato calcola i flussi crossborder (Volume Coupling) 2223 Allocazione Spot 3 Volume Based Market Coupling Le borse nazionali inviano i dati su domanda e offerta interni (sintetizzati dalla Net Export Curve) all operatore centrale Il central coupler calcola i flussi cross-border Le borse nazionali calcolano gli equilibri interni tenendo conto dei flussi calcolati nella fase precedente Tight Volume Coupling: elevato flusso di informazioni tra borse nazionali e central coupler Loose Volume Coupling: scambiate solo informazioni essenziali 2324 Allocazione Spot 4 In generale, maggiori sono le informazioni scambiate, maggiore sarà la precisione del coupling Price-Coupling determina lo stesso risultato (efficiente) del MS, ma può risultare oneroso in termini di coordinamento Volume-Coupling in particolare il loose VC richiede minore coordinamento, ma può determinare dei risultati inefficienti Trade-off tra efficienza e semplicità 2425 Allocazione Diritti di Lungo Periodo 1 Un sistema di aste implicite è compatibile con assegnazione di diritti commerciali di lungo periodo Physical Transmission Rights (PTRs). Diritto a effettuare immissioni e prelievi bilanciati tra due zone Financial Transmission Rights (FTRs). Diritto a ricevere l eventuale differenza di prezzo fra due zone per una determinata quantità Assegnati tramite aste dai TSO nazionali Conferiscono copertura dal rischio di volatilità dei prezzi Possono essere emessi sotto forma di opzioni, oppure di obbligazioni 2526 Allocazione Diritti di Lungo Periodo 2 In generale, ceteris paribus, i FTRs sono superiori ai PTRs, perché: Consentono al mercato di raggiungere l esito efficiente Garantiscono al TSO che le rendite da congestione siano sempre sufficienti a coprire i FTRs, tuttavia: FTRs necessitano un mercato spot liquido PTRs richiedono coordinamento poco o nullo Trade-off tra efficienza e semplicità 2627 Fermezza dei Diritti 1 La fermezza del diritto comporta che: Il titolare abbia diritto di eseguire la transazione, indipendentemente dalle condizioni della rete (PTRs) Il titolare abbia diritto di ricevere il corrispettivo (FTRs) Nel caso di inattesa interruzione della capacità di trasmissione, al fine di garantire la fermezza dei diritti il TSO deve: Intervenire tramite redispacciamento in tempo reale (PTRs) Rimborsare il titolare del diritto (FTRs) 2728 Fermezza dei Diritti 2 La questione della fermezza è un problema di allocazione del rischio tra i TSO e gli operatori del mercato (i trader) Definire l allocazione ottima richiede di: Identificare gli agenti che meglio possono gestire il rischio Analizzare gli incentivi generati delle diverse allocazioni 2829 Fermezza dei Diritti 3 Possibili conseguenze delle diverse allocazioni del rischio tra gli attori del mercato TSO TRADER Conoscono la situazione della rete Probabile aumento dei prezzi possono gestire meglio il rischio Incentivo a sottostimare la capacità di transito incentivo per i TSO a trovare contromisure per evitare il taglio della capacità Rischio di doppio trasferimento del costo sui consumatori finali 2930 Inter-TSO Compensation 3031 Inter-TSO Compensation 1 Energia elettrica non segue un unico percorso dal punto di immissione a quello di prelievo Le transazioni tra due paesi generano flussi sulle reti di paesi terzi 3132 Inter-TSO Compensation 2 Nell approccio tradizionale C 400 MWh C 400 MWh A B A B NTC_AB 1200 MWh Flusso 800 MWh Alcuni TSO subiscono flussi incoerenti con la NTC che allocano questo genera necessità della compensazione 3233 Inter-TSO Compensation 3 Nell approccio tradizionale La compensazione è intesa a coprire i costi sostenuti dai TSO che subiscono i flussi transfrontalieri generati dalle transazioni degli altri Paesi I costi sostenuti dai TSO che allocano la NTC sono intesi essere coperti: Dalle tariffe di trasporto riscosse sull energia elettrica immessa (e esportata) e prelevata (e importata) Dalla rendita da congestione 3334 Inter-TSO Compensation 3 Stabilire il contenuto positivo o negativo dei flussi collegati alle importazioni/esportazioni sui costi di trasmissione di un Paese terzo è in pratica impossibile Stabilire il valore delle transazioni transfrontaliere che la rete di trasmissione di un Paese contribuisce a creare è concettualmente impossibile Flowmax = Flowmax=1000 MW D - Net surplus = +1000MW S Net surplus = 0 I Net surplus = -1000MW 3435 Inter-TSO Compensation 4 Una soluzione possibile Pooling dei costi (standard) delle reti di trasmissione europee, inclusi i costi di redispacciamento necessari per rendere firm i diritti assegnati Deduzione della rendita da congestione da tale costo Ripartizione di questa grandezza in base al consumo nazionale di energia La restante parte a carico di ciascuna nazione 3536 Giuseppe Buglione IEFE UNIVERSITA L. BOCCONI 36 Documenti analoghi
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