7
potenzialmente idonei che, pur avendo consumi superiori alla soglia, scelgono di essere
serviti dal distributore locale.
Nell’ordinamento italiano, così come in modi ed in misure diverse in quello
degli altri Paesi che hanno intrapreso la stessa trasformazione, l’apertura alle forze della
concorrenza ha necessariamente dovuto trovare bilanciamento in meccanismi in grado
di continuare a garantire la natura di bene pubblico delle rete di trasmissione e
distribuzione e dell’attività di dispacciamento, nonché a salvaguardare le utenze minori.
Infatti, le attività di trasmissione, distribuzione e dispacciamento sono sottoposte a
tariffazione sotto il controllo dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (di seguito
anche ‘AEEG’), mentre il corrispettivo per l’energia elettrica fornita dai distributori ai
clienti vincolati deve soddisfare le condizioni imposte dalla stessa Autorità1.
1
Cfr. capitolo 1 “Il vettoriamento” e capitolo 2 “La fornitura ai clienti vincolati”.
8
INTRODUZIONE
Questo lavoro descrive le opzioni contrattuali a disposizione dei grandi
consumatori di energia elettrica dopo la liberalizzazione del mercato. Costoro
attualmente possono scegliere se essere consumatori vincolati o idonei1. I primi s o
riforniti dal distributore locale in base ad opzioni contrattuali che devono soddisfare i
vincoli tariffari imposti da AEEG. I secondi possono acquistare energia elettrica da
qualunque venditore (produttori o trader) ad un prezzo al KWh definito nella libera
contrattazione. Per i consumatori vincolati i corrispettivi per il servizio di trasporto sulle
reti (vettoriamento) sono inglobati direttamente nel prezzo al KWh corrisposto al
distributore; per i consumatori idonei, tale servizio prevede delle tariffe esplicite decise
da AEEG2.
Il punto di vista adottato nell’analisi è quello dell’impresa che deve compiere
due ordini di decisioni:
1. scegliere l’opzione contrattuale migliore, dato il profilo di prelievo di
potenza/energia che la caratterizza (una opzione disponibile è anche qu lla di
rimanere clienti vincolati);
2. rimodulare il profilo di prelievo di potenza/energia in modo tale da
massimizzare i benefici ottenibili dalla singola opzione contrattuale.
In realtà, il processo decisionale è unitario, poiché l’impresa deve valutare i costi
di ogni opzione nell’ipotesi di poter assumere il profilo di prelievo di potenza/energia
che minimizza i costi di quella stessa opzione, quando questa flessibilità è permessa. In
caso contrario, si sta rinunciando a margini di ottimizzazione.
1
In “Appendice” per i criteri di idoneità.
2
Cfr. capitolo 1. “Il vettoriamento” e capitolo 2. “La fornitura ai clienti vincolati”.
9
Un modo alternativo di guardare ai punti sopra citati, può essere quello di
assegnare il primo tipo di scelta ad imprese con profili di prelievo rigidi, mentre il
secondo tipo, più complesso, ad imprese per le quali la rimodulazione è fattibile.
La normativa di settore, le delibere di AEEG, gli interventi tecnici di GRTN e
GME, una parte dei dati utilizzati e dei riferimenti teorici e metodologici impiegati
nell’analisi sono stati acquisiti direttamente presso il Gestore del Mercato Elettrico
S.p.A., durante il soggiorno di studio presso la sede dell’Istituzione.
Le elaborazioni contenute in questo lavoro sono costruite sulla base di dati
reali relativi ad un società utente del servizio elettrico, di seguito
indicato come Utente, e due società fornitricidel servizio, di seguito indicati come
Fornitore A e Fornitore B1. Le tre società sono attive nel distretto industriale
di Bari; in particolare, l'Utente soddisfa i requisiti per poter acquistare
energia elettrica sia sul mercato vincolato che sul mercato libero (cfr.
infra capitoli 1. e 2.).
Il lavoro è organizzato come segue.
Nel capitolo 1., “Il vettoriamento”, è descritta la normativa riguardante i
contratti liberi, per i quali, come si è detto, il prezzo della potenza e dell’energia
elettrica è stabilito dalle parti contraenti, mentre il servizio di trasporto sulla rete di
trasmissione e distribuzione ed il servizio di dispacciamento sono sottoposti a
tariffazione da parte di AEEG.
Nel capitolo 2., “La fornitura ai clienti vincolati”, è descritta la norm tiva
riguardante i contratti vincolati, che il distributore locale deve offrire a ciascuna
tipologia di utenza, nel rispetto dei vincoli individuati da AEEG (opzioni base
obbligatorie e opzioni ulteriori facoltative).
1
Con il termine 'fornitore' ci si riferisce ad un soggetto che può sia
produrre e vendere energia elettrica, che comprarla da un generatore terzo e
venderla ad Utente. Ai fini dell'analisi che segue, è indifferente a quale delle due categoria appartengano
Fornitore A e Fornitore B.
10
Nel capitolo 3., “Simulazioni su dati di un utente reale ”, è sviluppato un caso
empirico di valutazione di alcune opzioni contrattuali a disposizione di Utente. Il profilo
di prelievo di potenza/energia preso a riferimento è quello relativa al periodo dal 1°
giugno 2000 al 31 maggio 2001.
Questo capitolo si struttura come segue.
Il paragrafo “Contratto vincolato con ENEL Distribuzione S.p.A.” contiene la
ricostruzione dei costi derivanti dal contratto, attualmente in essere, di fornitura di
energia elettrica da ENEL Distribuzione S.p.A. (di seguito “ENEL Distr.”) secondo
l’opzione base M2 offerta per la tipologia di utenza n. 61.
Il paragrafo “Contratto libero con Fornitore A” contiene la ricostruzione dei costi
derivanti dal contratto di fornitura di energia elettrica da Fornitore A.
Il paragrafo “Contratto libero con Fornitore B” contiene la ricostruzione dei costi
derivanti dal contratto di fornitura di energia elettrica da Fornitore B.
Il paragrafo “Fornitura con vecchia tariffazione multioraria ENEL” contiene, come
ulteriore elemento di comparazione, la ricostruzione dei costi che sarebbero connessi
allo stesso profilo di prelievo di potenza/energia qualora la tariffazione praticata da
ENEL in regime di monopolio nel 1999 fosse ancora in vigore.
Nel capitolo 4., “Un indicatore sintetico di ottimizzazione”, è costruita una
formula onnicomprensiva per il confronto tra le opzioni contrattuali; tale formula è
parametrizzata alle principali variabili decisionali sulle quali il consumatore può agire.
Nel capitolo 5., “Interpretazione dei risultati”, è presentata la lettura dei risultati
delle simulazioni. L’analisi mira a fare emergere valutazioni non solo per lo specifico
caso empirico trattato, ma, più in generale, per l’operatore che debba sviluppare la sua
‘strategia’ di approvvigionameto nergetico nel nuovo contesto. L’analisi utilizza le
elaborazioni effettuate sia nel capitolo 3. che nel capitolo 4..
1
Le tipologie di utenza per il mercato vincolato sono individuate nella delibera n. 204/99 del 29.12.1999
di AEEG.
11
Nel capitolo 6., “Conclusioni”, si riassumono sinteticamente i risultati più
importanti, si sottolineano i pregi della metodologia seguita e si presentano i
cambiamenti, in corso ed attesi, destinati a mutare ulteriormente struttura e
funzionamento del mercato dell’energia elettrica1.
L’”Appendice” contiene materiale di approfondimento cui si rimanda di volta in
volta nei vari capitoli.
1
Alla data del 24/10/2001, quando il presente lavoro era già in fase conclusiva, AEEG, con delibera n.
228/01, ha modificato le modalità i tariffazione del servizio di trasporto, con lo scopo di creare
omogeneità tra clienti vincolati e clienti idonei. Il contenuto di detta delibera comporterebbe modifiche
solo nelle elaborazioni numeriche di questo lavoro, ma non nella metodologia adotta a.
12
1. IL VETTORIAMENTO
Il vettoriamento è il servizio di trasporto dell’energia elettrica da uno o più punti
di immissione in rete (consegna) ad uno o più punti di prelievo dalla rete (riconsegna).
Prima della liberalizzazione del mercato, tale servizio non compariva come voce
a se stante, ‘nascosto’ all’interno della complessiva fornitura di energia elettrica offerta
dal monopolista integrato ENEL. L’unbundling lungo la filiera elettrica (generazione,
trasmissione, distribuzione, vendita), indispensabile a promuovere la concorrenza e a
stabilire la connessione costo-tariffa o costo-prezzo nella singola funzione, ha reso
necessaria una specifica valorizzazione del vettoriamento.
Poiché la rete di trasmissione e distribuzione è monopolio naturale, il trasporto
dell’energia elettrica è sottoposto a tariffazione da AEEG. I corrispettivi di tariffazione
sono stabiliti in modo tale da mantenere la massima trasparenza ed una stretta
connessione con i costi causati dalle caratteristiche del trasporto richiesto (po enza
impegnata in ogni ora, lunghezza del percorso, tensioni di immissione e prelievo,
perdite)1.
La principale fonte normativa di riferimento è la delibera 13/99 del 18.02.1999
di AEEG e successive modificazioni ed integrazioni2. L normativa sul vettoriamento
riguarda i contratti liberi; per i contratti vincolati, i corrispettivi di trasporto
(trasmissione e distribuzione) sono inglobati nel corrispettivo complessivo del servizio
di fornitura3. Nel seguito si descrive, quindi, come sono determinati i co rispe tivi di
vettoriamento dovuti dal cliente idoneo.
1
Cfr. infra le motivazioni alla base della recente delibera di AEEG n. 228/01.
2
Le delibere 108/00 del 15.06.2000, 239/00 e 240/00 del 05.01.2001 di AEEG.
3
Cfr. capitolo 2., “La fornitura ai clienti vincolati”.
13
Il vettoriamento è remunerato tramite un corrispettivo di potenza, un
corrispettivo per l’uso del sistema e dei pedaggi in energia a copertura delle perdite di
rete. Tutti i corrispettivi sono aggiornati con cadenza semestrale da parte di AEEG.
1.1 Il percorso convenzionale di vettoriamento
Per la determinazione dei corrispettivi di potenza e dei pedaggi in energia si fa
riferimento ad un percorso convenzionale dell’energia elettrica vettoriata, PCV, reso
necessario dalla impossibilità di determinare il percorso fisico effettivo dell’energia
elettrica, in quanto esso varia nel tempo in funzione del carico e delle modalità di
esercizio delle reti.
Il PCV da un punto di consegna ad un punto di riconsegna è costituito da una
sequenza di distanze che l’energia elettrica vettoriata è assunta convenzionalmente
percorrere su reti a diversi livelli di tensione, e dalla corrispondente sequenza di
trasformazioni di tensioni cui l’energia vettoriata è convenzionalmente assoggettata.
Le informazioni necessarie alla costruzione del PCV sono:
- le tensioni di consegna e di riconsegna;
- la distanza in linea d’aria tra punto di consegna e punto di riconsegna.
Il percorso convenzionale dell’energia elettrica vettoriata, dal pun o di consegna al
punto di riconsegna, può includere le seguenti componenti:
a) distanza su linea BT,
b) trasformazione BT - MT,
c) distanza su linea MT,
d) trasformazione MT - AT,
e) distanza su linee AT - AT,
f) trasformazione AT - MT,
g) distanza su linea MT,
h) trasformazione MT - BT,
i) distanza su linea BT.
14
Le tensioni di consegna e di riconsegna nel PCV sono uguali a quelle a cui
avvengono effettivamente l’immissione in rete e il prelievo dalla rete. La distanza tra
punto di consegna e punto di riconsegna viene ripartita tra segmenti a tensione diversa,
partendo da quelli a tensione inferiore secondo le seguenti regole convenzionali:
- ciascun segmento in BT non può avere lunghezza superiore a 500 m;
- ciascun segmento in MT non può avere lunghezza superiore a 10 Km; tale limite
è di 20 Km qualora la consegna avvenga in AAT - AT e la riconsegna in MT -
BT.
Come conseguenza della ripartizione della distanza tra punto di consegna e di
riconsegna in tratti a tensione diversa, si determinano le trasformazioni di tensione sul
PCV. La lunghezza massima convenzionalmente percorsa dall’energia elettrica sulle
reti in MT è pari a 20 Km, sulla base della stima di un valore medio di tale distanza pari
a 16 Km. La lunghezza massima convenzionalmente percorsa dall’energi elettrica sulle
reti in BT è pari a 1 Km, sulla base della stima di un valore medio di tale distanza pari a
0,5 Km.
I corrispettivi di potenza ed i pedaggi in energia sono riferiti alle distanze
percorse ai diversi livelli di tensione e alle trasformazioni di tensione che caratterizzano
il PCV. Gli obiettivi perseguiti nella determinazione della struttura e dei livelli dei
corrispettivi di potenza e delle perdite in energia sono:
- l’invio ai fruitori del servizio di vettoriamento di segnali corr tti cir a i costi che
essi causano, affinché le infrastrutture di trasmissione e distribuzione siano
utilizzate in modo efficiente;
- la neutralità rispetto alla scelta dei consumatori tra l’approvvigionamento di
energia elettrica sul mercato libero utilizzando il servizio di vettoriamento e
l’acquisto da una impresa di distribuzione a tariffe regolate1.
1
Come si discuterà nel seguito, la recente delibera 228/01 di AEEG è intervenuta proprio su questi temi,
perché la normativa in vigore è risultata in parte ‘tradire’ le intenzioni espresse nei due punti citati.
15
1.2 Corrispettivi di potenza
L’articolazione dei corrispettivi di potenza si fonda sulle seguenti ipotesi:
1. la rete AAT - AT è una risorsa completamene co divisa e gestita in funzione delle
esigenze di stabilità del sistema secondo modalità che non permettono di individuare
il percorso effettivo compiuto dall’energia elettrica vettoriata;
2. il tratto AAT - AT del PCV corrisponde a risorse totalmente “condivise”;
3. la rete MT - BT ha una topologia radiale, per cui il percorso compiuto dall’energia
elettrica vettoriata è identificabile;
4. i tratti MT - BT del PCV non sono mai soggetti a congestione anche qualora
corrispondano a risorse condivise tra più utenti.
Sono coerenti con le assunzioni 1. e 2. la differenziazione dei corrispettivi di
potenza tra fasce orarie in cui la rete AAT - AT è utilizzata in misura diversa, nonché
l’indipendenza di tali corrispettivi dalla distanza tra il punto di consegna e quello di
riconsegna sulla rete AAT - .
Sono anche coerenti con le assunzioni 3. e 4. l’invarianza dei corrispettivi di
potenza rispetto al carico del sistema in MT - BT e la loro dipendenza dalla lunghezza
dei corrispondenti tratti del PCV.
Per la determinazione dei corrispettivi di potenza il riferimento è dato dalla
potenza contrattualmente impegnata. I fruitori del servizio di vettoriamento possono
impegnare una potenza di trasporto diversa in ciascuna ora fissa. La differenziazione su
base oraria e rispetto ai punti di consegna e riconsegna dell’impegno di potenza è
pensata per indurre un profilo temporale della potenza impegnata sostanzialmente
coincidente con quello della potenza effettivamente utilizzata, sia alla consegna sia alla
riconsegna.
Tale sovrapposizione è promossa anche dalla previsione che, qualora la potenza
immessa o prelevata dal fruitore del servizio di vettoriamento ecceda il limite
16
dell’impegno di potenza, si applichi una maggiorazione del corrispettivo di potenza del
7.500% sulla differenza tra massima potenza immessa o prelevata nel corso di un’ora e
potenza impegnata in quell’ora, con riferimento alle componenti del PCV afferenti al
punto in cui il supero si verifica.
In base all’ipotesi che le infrastrutture siano utilizzate in ogni momento da tutti
gli utenti che prelevano energia elettrica dalla rete e che il percorso effettivo
dell’energia elettrica vettoriata non sia individuabile, i corrispettivi di potenza per la
parte del PCV in AAT - AT sono:
- riferiti alla potenza attiva contrattualmente impegnata in ciascuna ora fissa
(vengono quindi espressi in lire/KW impegnato/ora);
- differenziati a seconda della fascia oraria;
- indipendenti dalla lunghezza del segmento in AAT - AT del PCV per lunghezze
non inferiori a 40 km.
Ai fini della determinazione della potenza attiva vettoriata si fa riferimento al
valor medio misurato nei 15 minuti primi fissi.
Il riferimento alla potenza contrattualmente impegnata e la differenziazione dei
corrispettivi in funzione della fascia oraria riflettono il fatt che la potenza impegnata
nel periodo di maggior carico è la determinante del dimensionamento del sistema e
quindi del costo delle infrastrutture (peak-load pricing). Questo è tanto più vero alla
luce del fatto che è consentito un impegno di poteza diverso in ogni ora, così che la
potenza impegnata e quella effettivamente utilizzata da parte dei fruitori del servizio di
vettoriamento dovrebbero tendere a coincidere.
L’indipendenza dei corrispettivi di potenza dalla lunghezza del segmento in
AAT - AT del PCV equivale al risultato che si otterrebbe assumendo che,
indipendentemente dai punti di consegna e di riconsegna, tutta l’energia che transita sul
sistema di AAT - AT percorra su di esso la medesima distanza. I potenziali effetti
distorsivi di tale semplificazione sono mitigati dalla riduzione del corrispettivo relativo
al tratto del PCV in AAT - AT qualora la sua lunghezza sia inferiore a km 40 ; in questo
17
caso si applica una quota del corrispettivo normale pari al rapporto tra la lunghezza
effettiva in km del tratto del PVC in AAT - T e 40 km.
La topologia radiale della rete in MT - BT, invece, permette che le infrastrutture
utilizzate dal fruitore del servizio di vettoriamento siano individuabili; inoltre, la minore
simultaneità dell’utilizzo di tali infrastrutture da parte di utenti diversi rende poco
rilevante il problema delle congestioni nelle ore di maggior carico del sistema; alla luce
di queste considerazioni, i corrispettivi di potenza per i tratti del PCV in MT – BT:
- sono riferiti all potenza contrattualmente impegnata (vengono quindi espressi in
lire/KW impegnato/ora);
- non sono differenziati a seconda della fascia oraria;
- dipendono dalle distanze percorse dall’energia vettoriata sulle reti.
Con l’articolazione dei corrispettivi in funzione delle distanze interagiscono i
due vincoli in base ai quali:
- ciascun tratto in BT del PCV non può eccedere 500 m;
- ciascun tratto in MT del PCV non può eccedere 10 km, o 20 km nel caso di
consegna in AAT - AT.
Quando la lunghezza dei tratti del PCV in MT - BT sia pari a quella massima
convenzionale, sul fruitore del servizio grava il costo di una rete standard, caratterizzata
dalla presenza di una cabina secondaria a 500 m dal punto di consegna (e/o di
riconsegna) in BT e da una percorso medio dell’ nergia lungo le reti in MT di 20 km. Il
riferimento ad una rete standard dovrebbe presentare l’ulteriore vantaggio di fornire ai
gestori delle reti lo stimolo ad eliminare le situazioni in cui la topologia di rete dia luogo
a costi superiori a quelli corr spondenti alla topologia standard1.
1
Questo sulla scorta del fatto che il PCV è stato costruito da AEEG per riflettere il costo totale medio di
vettoriamento da punto di consegna a punto di riconsegna.
18
1.3 Corrispettivi per l’uso del sistema
I corrispettivi per l’uso del sistema comprendono componenti a copertura dei
costi per:
- servizi dinamici (o di regolazione di frequenza),
- servizi di regolazione di tensione,
- dispacciamento,
- sistemi di misura,
- garanzia di riserva di potenza.
I corrispettivi per l’uso del sistema sono applicati indipendentemente dalla
configurazione del PCV, in quanto si riferiscono a servizi di cui beneficiano tutti i
fruitori del servizio di vettoriamento.
1.3.1 Servizi dinamici (o di regolazione di frequenza)
La componente del corrispettivo relativa ai servizi dinamici copre i costi
sostenuti da GRTN per assicurare il regolare funzionamento del sistema mantenendo in
equilibrio continuo immssioni e prelievi di energia elettrica. Il corrispettivo è annuale e
riferito alla potenza nominale netta dell’impianto (quindi espresso in Lire/KW/anno).
La componente del corrispettivo per l’uso del sistema relativa ai servizi dinamici
è applicata a tutti gli impianti di produzione di energia elettrica collegati in parallelo con
la rete, anche se l’energia elettrica da questi prodotta non viene vettoriata.
1.3.2 Regolazione di tensione
La componente del corrispettivo relativa al servizio di regolazione d lla tensione
copre i costi sostenuti da GRTN per assicurare la stabilità della tensione nella rete; ciò è
ottenuto attraverso l’immissione in rete di potenza reattiva da parte di impianti di
generazione e l’utilizzo di condensatori, reattori e compensatori variabili (static variable
19
compensator). Poiché si tratta per la maggior parte di costi fissi e di entità relativamente
modesta, il corrispettivo è riferito alla potenza contrattualmente impegnata nell’ora fissa
e non è articolato nelle fasce orarie (Li e/KW impegnato/ora).
1.3.3 Dispacciamento
La componente del corrispettivo per l’uso del sistema relativa al dispacciamento
copre i costi dell’attività diretta ad impartire disposizioni per l’utilizzazione e l’esercizio
coordinati degli impianti di pro uzione, della rete di trasmissione e dei servizi ausiliari.
Trattandosi di un costo comune e di entità relativamente modesta la soluzione adottata è
quella di un corrispettivo proporzionale alla potenza contrattualmente impegnata
(Lire/KW impegnato/ ora).
1.3.4 Misura
La componente del corrispettivo per l’uso del sistema relativa ai sistemi di
misura copre i costi dei misuratori impiegati per l’accertamento delle grandezze
rilevanti ai fini del calcolo dei corrispettivi di vettoriamento. Essa prende la forma di un
corrispettivo annuale fissato in funzione della tensione di riconsegna. Gli oneri relativi
alla predisposizione delle apparecchiature di misura nel punto di consegna, che deve
avvenire secondo le specifiche tecniche indicate da GRTN ed approvate da AEEG, sono
a carico del fruitore del servizio di vettoriamento.
1.3.5 Garanzia di riserva di potenza
La componente del corrispettivo per l’uso del sistema relativa alla garanzia di
riserva di potenza copre i costi di impianto che GRTN sostiene per as curare la
disponibilità una capacità di generazione tale da consentire il prelievo di potenza da
parte del fruitore del servizio di vettoriamento al punto di riconsegna, anche qualora la
corrispondente e contestuale consegna di potenza venga meno. La componente si
applica per KW di riserva predisposto (Lire/KW riserva).
20
1.4 Pedaggi in energia a copertura delle perdite
All’energia consegnata per il vettoriamento sono sottratti pedaggi a copertura
delle perdite, per la cui determinazione si fa riferimentoalle comp nenti del PCV.
I pedaggi a copertura delle perdite sono proporzionali all’energia vettoriata. In
tale previsione è implicita una semplificazione, in quanto in realtà le perdite aumentano
in proporzione al quadrato dell’energia vettoriata.
Il pedaggio in energia è espresso in termini percentuali dell’energia elettrica
consegnata per il vettoriamento ed è determinato mediante la seguente formula:
pedaggio in energia = (1-c+s)energia elettrica consegnata.
Il coefficiente c tiene conto delle esigenze di copertura delle perdite di energia
sulle reti. Tale coefficiente è ottenuto come prodotto dei coefficienti relativi alle
componenti del PVC stabiliti da AEEG. Nel caso in cui la distanza della componente in
AAT - AT del PCV sia inferiore ai 40 Km, i relativi coefficienti sono modificati in
modo che la loro differenza rispetto al valore 1 sia ridotta in proporzione al rapporto tra
la suddetta distanza e 40 Km.
Il coefficiente s tiene conto delle esigenze di copertura delle perdite di energia
elettrica connesse a deviazioni del fattore di potenza nel punto di riconsegna1. Tale
coefficiente fa riferimento alla differenza, se positiva, tra il valore di 0,90 ed il valore
medio mensile del fattore di potenza di riconsegna, nonché al livello di tensione di
riconsegna. Qualora la riconsegna dell'energia elettrica vettoriata avvenga in MT o in
BT, il coefficiente s è riferito anche alla lunghezza dell'ultima componente del PCV.
1
Deviazioni del fattore di potenza implicano variazioni nel rapporto tra energia attiva e reattiva che si
traduce in perdite sulle reti.
Ricevi informazioni sui nostri servizi, sulle offerte e non perdere news e consigli su università e lavoro.
