L’evoluzione dei sistemi elettrici dalla struttura verticalmente integrata all’ambiente liberalizzato comporta, in tutti i paesi in cui questo processo si sta compiendo o si è già concluso, profondi cambiamenti strutturali e di gestione della rete elettrica. In alcuni paesi, compresa l’Italia, è in atto un processo di rinnovamento del parco degli impianti di produzione da parte delle compagnie di generazione (GENCO) in modo da aumentarne l’efficienza e la competitività riducendo, in ultima analisi, il costo dell’energia all’utenza. Nonostante questo processo di rinnovamento, essenzialmente basato sull’adozione della tecnologia di generazione a ciclo combinato (CC) e destinato a livellare il costo dell’energia nel mercato europeo, sensibili differenze di prezzo si rilevano oggi e sono destinate a permanere anche in futuro a causa della disponibilità in alcuni paesi di consistenti margini, rispetto alla richiesta interna di potenza, di capacità di generazione ottenibile da centrali a combustibile nucleare o a carbone o a lignite. Conseguentemente oggi ed ancora per un congruo numero di anni per alcuni sistemi (nazioni) risulterà conveniente soddisfare la propria domanda di energia elettrica facendo ricorso, oltre che a risorse interne, a quote rilevanti di importazione, così come altri paesi, che hanno capacità di generazione a costi più bassi in esubero, realizzeranno importanti transazioni commerciali vendendo la propria energia elettrica ai clienti del mercato europeo. Vettore di questa intensa attività di scambio è il sistema di trasmissione: per quanto riguarda la rete europea, la capacità di trasporto transfrontaliera rappresenta in alcuni casi una limitazione alla realizzazione di convenienti scambi commerciali. In altre parole, l’insorgere di congestioni è alla base dei gradienti di prezzo tra le aree a più basso costo e quelle a più alto costo dell’energia. Attualmente gli operatori di rete dei singoli paesi membri dell’UCTE determinano, attraverso calcoli di load flow, le capacità di trasmissione transfrontaliere e le rendono pubbliche attraverso l’European Transmission Systems Operators (ETSO). Successivamente questi valori vengono assegnati agli utenti attraverso metodi non necessariamente basati su criteri di mercato come il “pro rata” o il “first come first served”. Il controllo delle congestioni transfrontaliere è trattato nel Regolamento 1228/2003 della Commissione Europea. In particolare, l’articolo 6 stabilisce i criteri generali che devono essere alla base dei meccanismi di allocazione della capacità di trasporto transfrontaliera: il controllo delle congestioni deve avvenire in modo non discriminatorio e con metodi di mercato che diano segnali economici efficaci sia agli utenti del sistema di trasmissione che agli operatori di rete coinvolti. Storicamente è il cosiddetto Forum di Firenze che si occupa di elaborare proposte in merito al “cross border congestion management”. I primi documenti pubblicati a riguardo dal Forum risalgono al 1999 e guardano al modello “market splitting” del mercato NORDEL come un possibile riferimento. La prima proposta completa formulata da ETSO nell’aprile 2001 è relativa al modello “coordinated auction” ossia ad un’asta esplicita della capacità di trasmissione “cross border” che preceda le successive sessioni di mercato

dell’energia. In questo modo si tengono debitamente in conto le differenze tra i singoli mercati nazionali e l’alto grado di magliatura della rete europea, principale ostacolo all’applicazione del “market splitting”. L’evoluzione di questa proposta prevede di legare tra di loro i singoli mercati nazionali, piuttosto che integrarli e costituisce una versione aggiornata del “market splitting” in cui sono inserite le offerte per l’acquisizione di capacità di trasmissione “cross border”. Nel 2003 l’associazione delle borse elettriche europee (EuroPEX) ha proposto un modello basato sulla interazione comune dei mercati decentralizzati dell’energia (“Decentralised Market Coupling”) che è stato fatto proprio da ETSO ed integrato con il “coordinated auctioning nella proposta del modello “Flow based Market Coupling”. Dall’evoluzione dei metodi di “congestion management” proposti appare chiara la volontà di favorire l’integrazione progressiva dei singoli mercati nazionali verso la configurazione ottima dal punto di vista tecnico economico, rappresentata dal modello nodale, come riconosciuto per la prima volta dalla Commissione Europea nello “Strategy Paper” del marzo 2004. In tale ottica si inserisce questa attività che ha come oggetto la messa a punto e la validazione di algoritmi di ottimazione per lo sfruttamento della Total Transfer Capacity (TTC) di sistemi elettrici interconnessi nell’ottica della massimizzazione del beneficio ottenibile dall’iniezione di potenza in rete. Le metodologia implementate sono il modello “coordinated auction” che, come si è visto, rappresenta la prima proposta di “congestion management” basata su meccanismi di mercato che sia stata formulata per il mercato europeo ed il modello nodale. Entrambi i metodi saranno testati su di un modello completo della rete europea, con lo scopo di individuarne i punti di forza ed i limiti. Il capitolo 2 del rapporto è dedicato ad un’analisi approfondita dei metodi proposti per il controllo delle congestioni “cross border”: si parte da una descrizione del modello di “coordinated auctioning” confrontandolo poi con i metodi oggi utilizzati sotto il profilo dell’efficienza economica, dell’efficacia nella modellizzazione della rete di trasmissione con i relativi vincoli di transito e dell’impatto sui prezzi dell’energia. Successivamente si esaminano la proposta di integrazione tra “coordinated auctioning” e “market splitting” formulata da ETSO ed il metodo “Decentralised Market Coupling” enunciato da EuroPex, fino ad arrivare alla proposta comune ETSO – EuroPex del “Flow based Market Coupling”. Chiude il capitolo una rassegna sintetica e critica di tutti i modelli esaminati. Il capitolo 3 descrive sinteticamente la procedura messa a punto per la simulazione di un’asta coordinata della capacità di trasmissione transfrontaliera, dettagliando le informazioni necessarie al programma sia per quanto riguarda il modello di rete che per la struttura delle offerte che gli utenti devono presentare. L’applicazione di questa procedura è presentata e discussa nel capitolo 4, prima su una rete test CIGRE a 63 nodi e successivamente su un modello completo della rete europea UCTE. Il capitolo 5 descrive il modello matematico e le caratteristiche della procedura per l’implementazione del metodo nodale: oltre alla valutazione del valore nodale dell’energia, la procedura sviluppata è in grado di effettuare altre analisi quali lo studio di ogni sistema elettrico nazionale isolato dalla restante rete europea UCTE (analisi utile ad esempio per lo sviluppo successivo di un modello tipo “Decentralised Market Coupling”) oppure la massimizzazione del transito su di una predefinita frontiera elettrica. I risultati

dell’applicazione di questa procedura ad un modello previsionale della rete europea UCTE sono riportati nel capitolo 6.