Nel contesto della liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica viene spesso in luce il problema di ripartire i costi collegati alle perdite attive dovute alla trasmissione di energia sul sistema di trasporto. Questi costi sono legati all’ammontare totale delle perdite che si hanno nel corso dell’esercizio ed al prezzo al quale l’energia viene scambiata nelle varie ore della giornata a seguito delle soluzioni di equilibrio tra la domanda e l’offerta definite dalla Borsa. In generale, una buona soluzione risulterà un opportuno compromesso tra l’esigenza di chiamare a produrre generatori economicamente convenienti (cioè caratterizzati da offerte a prezzi bassi per l’energia prodotta), ancorché lontani dalle grosse aree di carico, e l’esigenza di contenere le perdite in rete preferendo la produzione di generatori relativamente più costosi, ma prossimi ai punti della rete dove si trova il carico. Non risulta immediato stabilire dove si collochi il punto di caduta di questa soluzione di compromesso, specialmente nel caso in cui il gestore del mercato adotti come modello del sistema elettrico di trasporto una semplice rappresentazione (in sostanza un modello cosiddetto in corrente continua – DC Load Flow) che non tiene conto esplicitamente delle perdite di trasmissione. Vengono in generale introdotti in tale contesto dei coefficienti di perdita nodali che devono assolvere la funzione di effettuare una valutazione almeno approssimata delle perdite che si verificheranno nell’intero sistema elettrico di trasporto in regime stazionario per effetto di una assegnata distribuzione delle iniezioni e dei prelievi di energia nei vari nodi della rete. Questi stessi coefficienti dovranno servire pure per costruire un qualche sistema di penalizzazione e di incentivazione per i vari produttori e consumatori, al fine di fare evolvere i profili delle iniezioni e dei prelievi di energia sui vari nodi in modo da tendere verso configurazioni con perdite complessive sempre più contenute. Nel presente rapporto, a partire dalla definizione dei coefficienti di perdita marginali, si propone un approccio alla problematica sopra indicata. Si introduce un primo metodo di calcolo numerico per i coefficienti di perdita marginali, affrontando i problemi connessi con la copertura delle perdite e discutendone il loro significato economico con qualche semplice esempio chiarificatore. Si illustra poi l’ipotesi di acquisto dell’energia necessaria per compensare le perdite stimate al prezzo di mercato da parte del Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale e successivo recupero dei costi sostenuti secondo criteri opportuni. Vengono poi proposti due ulteriori metodi alternativi semplificati per il calcolo dei coefficienti di perdita: • Metodo delle differenze dei prezzi nodali • Metodo dell’ottimizzazione a minime perdite Inoltre, su di una rete test di medie proporzioni (34 nodi), viene presentata un’applicazione dei tre metodi di calcolo proposti ed un confronto, sia da un punto di vista qualitativo che quantitativo. Il risultato di questi metodi viene pure presentato relativamente ad alcuni nodi significativi di una rete di previsione al 2005 relativa al sistema di trasmissione italiano.

Infine, viene presentata una breve analisi sull’influenza che le strategie d’offerta dei produttori possono avere sui valori dei coefficienti di perdita.