Market Coupling dei Mercati Elettrici - Iefe - Università Bocconi

Market Coupling dei
Mercati Elettrici
Milano, 20 Novembre 2009
Giuseppe Buglione, Guido Cervigni, Eileen Fumagalli, Elena Fumagalli
IEFE – Università Bocconi
1

• 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
Indice della Presentazione
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Organizzazione della Ricerca ERI
3

• Parte 1: Diritti di Trasmissione
• Parte 2: Potere di Mercato in Presenza di Vincoli di
Trasmissione
• Parte 3: Market Coupling
Organizzazione
della Ricerca – 1
• Parte 4: Le Electricity Regional Initiatives
4

• Illustreremo i risultati del Capitolo 3
Organizzazione
della Ricerca – 2
• Introdurremo i concetti che ricorrono nel dibattito di
policy e li raccorderemo con i riferimenti teorici
5

Market Coupling
6

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
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Capacità di Trasmissione per
Transazioni Cross-border
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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
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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
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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
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Hp:
Capacità di Trasmissione per
Transazioni Cross-border – 4
INTERFACE APPROACH – Rete Bi-nodale
₋ 4 cavi paralleli
₋ Capacità singolo
cavo: 1000 MW
Net Transfer Capacity =
Capacità totale-Margine
di Sicurezza
Risultato Efficiente
NTC = 3000 MW
A B
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Hp:
Capacità di Trasmissione per
Transazioni Cross-border – 5
INTERFACE APPROACH – Rete Magliata
₋ Stessa resistenza su
tutte le linee
₋ Capacità limitata su
linee A-D e C-D
₋ Immissione netta in A
pari a 1000 MW
₋ A, B e C: nodi di
produzione
₋ D: nodo di consumo
A
CMax = 2000 MW
B
C
D CMax = 2000 MW
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5000 MW
2300 MW
c
c 2
c 1
Capacità di Trasmissione per
Transazioni Cross-border – 6
INTERFACE APPROACH – Rete Magliata
NTC 2
b 2
NTC 3
NTC 1
b 1
Insieme delle transazioni
ammissibili
2500 MW
3500 MW
b
• Il TSO definisce ex ante
l’insieme delle transazioni
eseguibili
• Risultato inefficiente
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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
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5000 MW
2300 MW
c
Flussi ammissibili con
flow-based
2500 MW
Capacità di Trasmissione per
Transazioni Cross-border – 8
3500 MW
5000 MW
2300 MW
b
c
Flussi ammissibili con
NTC
NTC 3
NTC 1
2500 MW
3500 MW
Il metodo flow-based non riduce l’insieme delle transazioni ammissibili e
permette l’uso efficiente delle infrastrutture fisiche
b
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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
Capacità di Trasmissione per
Transazioni Cross-border – 9
A E
CMax = 2000
MW
D
CMax = 2000
MW
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c
Rete vera vs. rete
“semplificata”
B
A
C
Area di
redispacciamento
D
Capacità di Trasmissione per
Transazioni Cross-border – 10
Area di sotto-utilizzazione
E
F G
b
c
B
A
Approccio
conservativo
C
D
E
18

CONCLUSIONI
Capacità di Trasmissione per
Transazioni Cross-border – 11
• 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.
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Allocazione della Capacità
di Trasmissione
attraverso Aste Implicite
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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
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• Market Splitting
• Unica borsa elettrica centrale calcola l’equilibrio
(domanda, offerta, prezzi e flussi cross-border) per
l’intero sistema
• Market Coupling
Allocazione Spot – 2
• 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)
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Volume Based Market Coupling
Allocazione Spot – 3
• 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
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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
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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
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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:
Allocazione Diritti di Lungo
Periodo – 2
• FTRs necessitano un mercato spot liquido
• PTRs richiedono coordinamento poco o nullo
Trade-off tra efficienza e semplicità
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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)
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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
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TSO
₋ Conoscono la
situazione della rete
possono gestire
meglio il rischio
₋ Incentivo a
sottostimare la
capacità di transito
₋ Rischio di doppio
trasferimento del costo
sui consumatori finali
Fermezza dei Diritti – 3
Possibili conseguenze delle diverse allocazioni del
rischio tra gli attori del mercato
TRADER
₋ Probabile aumento dei
prezzi
₋ ↓incentivo per i TSO a
trovare contromisure
per evitare il taglio
della capacità
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Inter-TSO Compensation
30

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
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Nell’approccio tradizionale …
C
A B
NTC_AB 1200 MWh
Inter-TSO Compensation – 2
400 MWh
A B
Alcuni TSO subiscono flussi incoerenti con la NTC che allocano
… questo genera necessità della “compensazione”
C
Flusso 800 MWh
400 MWh
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Nell’approccio tradizionale …
Inter-TSO Compensation – 3
• 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
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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
D
-
Inter-TSO Compensation – 3
Flowmax = ∞
Flowmax=1000 MW
S I
Net surplus = +1000MW Net surplus = 0
Net surplus = -1000MW
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Una soluzione possibile
Inter-TSO Compensation – 4
• 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
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Giuseppe Buglione
giuseppe.buglione@unibocconi.it
IEFE – UNIVERSITA’ L. BOCCONI
www.iefe.unibocconi.it
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