Mercati elettrici all’ingrosso: come l’energia viene acquistata, venduta e prezzata prima di arrivare a te

Definizione di mercato elettrico all’ingrosso
Il mercato elettrico all’ingrosso è il mercato delle commodity in cui i produttori di energia vendono elettricità a utility, rivenditori di energia e grandi acquirenti industriali prima che questa raggiunga i consumatori finali. A differenza della maggior parte delle commodity, l’elettricità non può essere stoccata su larga scala in modo economico; ciò significa che domanda e offerta devono essere bilanciate in tempo reale, e i meccanismi di determinazione dei prezzi di mercato riflettono questo vincolo unico. I prezzi dell’elettricità all’ingrosso sono stabiliti tramite aste che si chiudono ogni cinque minuti o con 24 ore di anticipo, a seconda della struttura del mercato. Negli Stati Uniti, circa i due terzi del carico elettrico sono serviti da regioni che operano mercati all’ingrosso organizzati, regolati dalla Federal Energy Regulatory Commission (FERC).

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Indice

1. Cos’è il mercato elettrico all’ingrosso?
2. Come vengono stabiliti i prezzi dell’elettricità all’ingrosso: il merit order
3. Mercati Day-Ahead e Real-Time: i due livelli
4. Locational Marginal Pricing (LMP) e congestione della rete
5. Mercati della capacità: pagare per la disponibilità, non solo per la produzione
6. Servizi ausiliari: il pronto intervento della rete
7. ISO e RTO: chi gestisce il mercato all’ingrosso?
8. Come i prezzi all’ingrosso arrivano in bolletta
9. Domande frequenti
10. Punti chiave

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Cos’è il mercato elettrico all’ingrosso?

Circa un terzo della tua bolletta elettrica è determinato da un mercato delle commodity di cui probabilmente non hai mai sentito parlare: il mercato elettrico all’ingrosso. Gli altri due terzi coprono i costi di trasmissione, l’infrastruttura di distribuzione locale e le politiche statali. Ecco come funziona in concreto questo terzo di mercato legato alle commodity.

L’elettricità viene generata nelle centrali elettriche (reattori nucleari, turbine a gas naturale, centrali a carbone, parchi eolici, impianti solari) e trasmessa tramite linee ad alta tensione verso i centri abitati. Prima di raggiungere il consumatore, l’energia passa attraverso il mercato all’ingrosso: il luogo in cui i produttori vendono elettricità all’ingrosso e le utility o i rivenditori di energia la acquistano.

L’elettricità è una commodity con una proprietà insolita: non può essere stoccata su larga scala. A differenza del petrolio in un serbatoio o del grano in un silos, gli elettroni prodotti in una centrale devono essere consumati quasi simultaneamente alla loro produzione. Domanda e offerta devono bilanciarsi in tempo reale, al secondo. In caso contrario, la frequenza della rete devia dai 60 Hz (in Nord America) o dai 50 Hz (in Europa) e i sistemi si scollegano. Gestire questo equilibrio è la sfida operativa centrale dei mercati elettrici all’ingrosso.

Il contesto della deregolamentazione: L’attuale struttura del mercato elettrico all’ingrosso negli Stati Uniti è emersa dalla deregolamentazione federale degli anni ’90. Prima di allora, le utility erano monopoli verticalmente integrati: possedevano generazione, trasmissione e distribuzione in un unico territorio di servizio e vendevano elettricità a tariffe regolamentate. L’Order 888 della FERC (1996) ha imposto alle utility di aprire le proprie linee di trasmissione alla concorrenza. L’Order 2000 della FERC (1999) ha incoraggiato la formazione di Regional Transmission Organizations (RTO) per gestire la rete indipendentemente dai produttori. Questi due provvedimenti hanno creato il quadro per mercati all’ingrosso competitivi.

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Come vengono stabiliti i prezzi dell’elettricità all’ingrosso: il merit order

Il merit order (ordine di merito) è il meccanismo che determina quali centrali elettriche vengono attivate e a quale prezzo l’elettricità viene scambiata nel mercato all’ingrosso.

Ecco la logica di base: ogni centrale elettrica ha un costo marginale di breve periodo (SRMC), ovvero il costo di produrre un megawattora aggiuntivo di elettricità, dato che l’impianto è già costruito e operativo. Si tratta principalmente del costo del combustibile. Un impianto solare o eolico ha un SRMC prossimo allo zero (nessun combustibile). L’SRMC di una centrale nucleare è dovuto principalmente al combustibile all’uranio e alla manodopera, un costo basso ma non nullo. L’SRMC di una centrale a gas di picco è principalmente il costo del gas consumato, relativamente alto.

Il gestore della rete (ISO o RTO) raccoglie le offerte da tutti i produttori della regione. I produttori inviano il prezzo minimo a cui sono disposti a generare elettricità. Il gestore della rete ordina quindi queste offerte dalla più bassa alla più alta: questa pila costituisce il merit order.

Il merit order in pratica:

Rango	Tipo di Impianto	SRMC Tipico	Perché un’offerta bassa?
1	Eolico e solare	~$0/MWh	Nessun costo del combustibile; i gestori offrono a zero o quasi
2	Nucleare	$10–20/MWh	Basso costo del combustibile; progettato per funzionare in continuo
3	Carbone (carico base)	$20–40/MWh	Combustibile economico; progettato per funzionamento continuo
4	Gas a ciclo combinato (CCGT)	$30–70/MWh	Costo moderato del combustibile gassoso
5	Gas a ciclo semplice (peaker)	$60–150+/MWh	Alto consumo di gas per MWh; funziona solo nei picchi di domanda

Il gestore della rete accetta le offerte partendo dalle più economiche finché il fabbisogno di domanda non è soddisfatto. L’ultima offerta accettata (la più costosa) stabilisce il prezzo di compensazione: questo è chiamato uniform clearing price o market clearing price (MCP). Ogni produttore la cui offerta è stata accettata riceve questo stesso prezzo, indipendentemente dall’importo della propria offerta.

Questo è il meccanismo che ha reso l’evento meteorologico estremo in Texas nel febbraio 2021 così costoso: la domanda era estrema (riscaldamento durante una settimana storicamente gelida) e gran parte della capacità di generazione era fuori servizio o limitata dal freddo intenso. Il prezzo di compensazione ha raggiunto il tetto massimo del mercato ERCOT di 9.000 $/MWh per lunghi periodi. I consumatori e i fornitori al dettaglio esposti ai prezzi di mercato in tempo reale hanno dovuto affrontare bollette elettriche di ordini di grandezza superiori alla norma.

Perché il gas naturale stabilisce spesso il prezzo: Nella maggior parte dei mercati all’ingrosso nordamericani ed europei, la generazione a gas naturale è frequentemente l’impianto “marginale” (l’ultimo accettato, che determina il prezzo) perché gli impianti a gas sono flessibili (possono aumentare o diminuire la potenza) e ce ne sono tipicamente abbastanza per soddisfare il mercato alla maggior parte dei livelli di domanda. Ciò significa che i prezzi dell’elettricità all’ingrosso sono strettamente correlati ai prezzi del gas naturale, in particolare nei mercati ad alta intensità di gas come PJM ed ERCOT. Quando i prezzi del gas salgono bruscamente (come nell’inverno 2021–2022 in Europa in seguito all’invasione russa dell’Ucraina), i prezzi dell’elettricità all’ingrosso aumentano proporzionalmente.

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Mercati Day-Ahead e Real-Time: i due livelli

I mercati elettrici all’ingrosso operano in due archi temporali sequenziali che insieme gestiscono l’incertezza nella previsione della domanda e della generazione.

Mercato Day-Ahead (DAM)

Il mercato day-ahead è un’asta condotta il giorno precedente alla consegna. I gestori della rete pubblicano le previsioni della domanda per ogni ora del giorno successivo. Produttori ed enti che servono il carico presentano offerte. Il gestore della rete compensa il mercato e pubblica i prezzi day-ahead per ogni ora.

I partecipanti che vengono compensati nel mercato day-ahead si impegnano finanziariamente a rispettare tali programmi e sono bloccati ai prezzi day-ahead, anche se le condizioni in tempo reale dovessero differire.

Il mercato day-ahead fornisce:
– Certezza dei prezzi per la maggior parte dei partecipanti (conoscono i costi/ricavi con 24 ore di anticipo)
– Informazioni per la pianificazione della rete (il gestore sa approssimativamente cosa sarà attivo domani)
– Copertura (hedging) contro la volatilità dei prezzi in tempo reale

Nei mercati ben funzionanti, circa l’80–90% dell’elettricità è impegnato e prezzato nel mercato day-ahead.

Mercato Real-Time (RTM)

Il mercato real-time gestisce le deviazioni dal programma day-ahead: la domanda effettiva è sempre leggermente diversa dalle previsioni e i produttori potrebbero non essere in grado di fornire l’output programmato a causa di problemi tecnici.

I prezzi in tempo reale vengono compensati ogni 5 minuti nella maggior parte dei mercati statunitensi. Il meccanismo di compensazione è lo stesso del day-ahead (merit order), ma utilizza le condizioni reali e attuali di domanda e disponibilità.

I prezzi in tempo reale sono più volatili dei prezzi day-ahead, a volte in modo drammatico. Un’improvvisa ondata di caldo estivo, un grande impianto che si scollega o una carenza nella generazione eolica possono causare picchi nei prezzi real-time ben al di sopra dei prezzi day-ahead nel giro di pochi minuti.

La relazione tra i due: La maggior parte dei partecipanti al mercato copre la propria esposizione real-time operando nel mercato day-ahead. Un produttore che vende energia nel mercato day-ahead a 50 $/MWh è protetto se i prezzi real-time scendono a 20 $/MWh (riceve 50$ indipendentemente). Un ente che serve il carico che ha acquistato day-ahead a 50$ è protetto se il prezzo real-time sale a 200 $/MWh. La differenza tra day-ahead e real-time è un “basis risk” che i partecipanti esperti gestiscono attivamente.

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Locational Marginal Pricing (LMP) e congestione della rete

La maggior parte dei mercati all’ingrosso statunitensi utilizza il Locational Marginal Pricing (LMP), un sistema in cui il prezzo dell’elettricità varia a seconda della posizione sulla rete, invece di essere uniforme nell’intera regione.

Può sembrare tecnico, ma la logica è semplice: i prezzi dell’elettricità dovrebbero riflettere non solo il costo di generazione, ma anche il costo per portare l’energia dove serve attraverso la rete di trasmissione.

Perché i prezzi variano in base alla posizione: La rete di trasmissione ha limiti fisici. Una linea a 500 kV può trasportare solo un certo numero di megawatt. Quando la domanda supera la capacità della linea, il gestore della rete affronta una congestione: non può semplicemente inviare energia dal produttore più economico a tutte le località.

Quando una linea di trasmissione è congestionata, il gestore deve:
1. Ridurre la produzione dei generatori economici sul lato “pesante” della congestione
2. Aumentare la produzione di generatori più costosi sul lato “leggero” (domanda)

Questo aumenta il prezzo effettivo nella località vincolata. L’LMP cattura esplicitamente questo costo: l’LMP in qualsiasi nodo della rete è la somma di tre componenti:

LMP = Componente Energia + Componente Congestione + Componente Perdite

• Componente energia: Il prezzo dell’energia uniforme su tutto il sistema (prezzo di compensazione del merit order)
• Componente congestione: Il costo dell’instradamento dell’energia attorno ai vincoli di trasmissione; può essere positivo o negativo
• Componente perdite: Il costo delle perdite di trasmissione (elettricità dissipata in calore nelle linee)

Significato pratico: Un progetto di energia rinnovabile in una zona remota (un parco eolico nel Kansas occidentale, un impianto solare nel New Mexico rurale) potrebbe subire LMP significativamente inferiori alla media di sistema se il percorso di trasmissione tra l’impianto e i centri di carico è cronicamente congestionato. Gli investitori che modellano l’economia di tali progetti devono considerare l’LMP atteso presso la posizione del progetto (il prezzo “bus bar”), non la media regionale.

Il quadro LMP crea anche i Financial Transmission Rights (FTR), strumenti finanziari che coprono dai costi di congestione. I partecipanti che affrontano il rischio di congestione (enti che servono il carico sul lato vincolato di un collo di bottiglia) possono acquistare FTR per bloccare la componente di congestione del loro LMP.

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Mercati della capacità: pagare per la disponibilità, non solo per la produzione

Un mercato basato solo sull’energia (dove i generatori vengono pagati solo quando producono elettricità) crea un problema noto: potrebbe non fornire incentivi sufficienti ai generatori per investire e mantenere la capacità in eccesso necessaria per l’affidabilità durante i periodi di picco estremo della domanda.

Il problema dei “soldi mancanti”: Una centrale a gas per i picchi può guadagnare gran parte dei suoi ricavi in sole poche centinaia di ore all’anno (durante i picchi estivi). Se il tetto massimo del prezzo del mercato dell’energia è troppo basso, o se ci sono troppe poche ore di picco per generare ricavi sufficienti, gli operatori di questi impianti potrebbero chiuderli, lasciando la rete con una capacità di riserva inadeguata.

La soluzione nella maggior parte dei mercati statunitensi: I mercati della capacità, che sono separati dai mercati dell’energia e pagano i generatori per la loro disponibilità (il loro impegno a essere pronti a produrre), piuttosto che per l’output effettivo.

Nei mercati della capacità:
– I gestori della rete determinano quanta capacità (in megawatt) serve alla regione con 3-4 anni di anticipo per garantire l’affidabilità
– Generatori e risorse di risposta alla domanda (demand response) fanno offerte per fornire tale capacità
– Un’asta di capacità viene completata e le risorse accettate ricevono un pagamento per la capacità (in $/MW-anno)
– I generatori che ricevono pagamenti per la capacità sono obbligati a essere disponibili durante i periodi di alta domanda

Principali mercati della capacità negli USA:

Mercato	Regione	Gestore
RPM (Reliability Pricing Model)	PJM (Mid-Atlantic, Midwest)	PJM Interconnection
ICAP (Installed Capacity)	New England	ISO-NE
ICAP	New York	NYISO
Non utilizzato	ERCOT (Texas)	ERCOT (mercato solo energia)
Non utilizzato	MISO (Midwest, Sud)	MISO (in transizione verso mercato capacità)

Il modello “solo energia” dell’ERCOT (Texas) si basa sul consentire ai prezzi dell’energia di salire a livelli molto alti durante la scarsità, incentivando teoricamente investimenti adeguati. La tempesta invernale del febbraio 2021 è stata un banco di prova per questo modello: i prezzi si sono compensati a 9.000 $/MWh ma non hanno potuto impedire blackout diffusi, poiché il problema era la capacità di generazione nel freddo estremo piuttosto che un deficit di capacità in sé.

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Servizi ausiliari: il pronto intervento della rete

Anche con un mercato dell’energia ben funzionante e una capacità adeguata, il gestore della rete ha bisogno di servizi aggiuntivi per mantenere l’affidabilità secondo per secondo. Questi sono i servizi ausiliari, pagati separatamente dall’energia.

Principali tipologie di servizi ausiliari:

Regolazione di frequenza: La rete deve mantenere 60 Hz (Nord America) o 50 Hz (Europa). La frequenza scende quando la domanda supera l’offerta e sale quando l’offerta supera la domanda. I gestori della rete acquistano servizi di regolazione da generatori (e sempre più spesso da batterie) che possono regolare l’output verso l’alto o verso il basso in pochi secondi in risposta a segnali di controllo automatici. I fornitori di regolazione ricevono una commissione di prenotazione più un pagamento per le prestazioni.

Spinning reserve: Generatori online, sincronizzati con la rete, in grado di aumentare la produzione entro 10–15 minuti. Se un grande generatore si scollega improvvisamente, il gestore della rete necessita di capacità di sostituzione immediata. I fornitori di spinning reserve vengono pagati per mantenere la capacità pronta anche se non dovessero mai usarla.

Non-spinning reserve (riserva operativa): Generatori che possono entrare in funzione entro 30 minuti. Meno preziosi della spinning reserve perché meno reattivi.

Supporto alla tensione (potenza reattiva): La rete deve anche mantenere la tensione entro intervalli accettabili. Alcuni generatori forniscono potenza reattiva (un tipo di potenza che supporta i livelli di tensione) come servizio ausiliario.

Demand response: Grandi consumatori industriali che accettano di ridurre il proprio uso di elettricità su richiesta del gestore della rete. Vengono pagati per accettare di ridurre il carico quando necessario, agendo effettivamente come un “generatore virtuale” che riduce la domanda invece di aumentare l’offerta. Acciaierie di alluminio, impianti di trattamento acque e grandi stabilimenti manifatturieri sono tipici partecipanti alla demand response.

I servizi ausiliari aggiungono flussi di ricavi per i generatori con capacità flessibili, in particolare impianti a gas di picco, idroelettrico e batterie su larga scala. Per i gestori della rete, l’acquisto di servizi ausiliari adeguati è un esercizio di gestione dell’affidabilità che corre parallelamente ai mercati dell’energia e della capacità.

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ISO e RTO: chi gestisce il mercato all’ingrosso?

Nelle regioni con mercati all’ingrosso competitivi, il mercato è gestito da un Independent System Operator (ISO) o una Regional Transmission Organization (RTO). Si tratta di organizzazioni non-profit che gestiscono la rete di trasmissione e conducono i mercati all’ingrosso senza possedere alcun bene di generazione o trasmissione.

Principali ISO e RTO negli USA:

Gestore	Regione	Stati Coperti	Carico Approssimativo
PJM Interconnection	Mid-Atlantic e Midwest	DC, DE, IL, IN, KY, MD, MI, NJ, NC, OH, PA, TN, VA, WV	~900 TWh/anno
MISO	Midwest e Sud	15 stati + Manitoba	~700 TWh/anno
CAISO	California	Prevalentemente California	~280 TWh/anno
SPP	Centro USA	14 stati	~280 TWh/anno
ERCOT	Texas	Gran parte del Texas	~400 TWh/anno
ISO-NE	New England	6 stati del New England	~125 TWh/anno
NYISO	New York	Stato di New York	~165 TWh/anno

Circa i due terzi del carico elettrico statunitense rientrano nelle regioni RTO/ISO. Il restante terzo (parti del Sud-est, Pacifico nord-occidentale e altre aree) è ancora servito da utility verticalmente integrate che operano secondo strutture tariffarie regolate dallo stato, senza mercati all’ingrosso organizzati nello stesso senso.

La FERC regola le ISO e le RTO ai sensi del Federal Power Act, stabilendo le regole per la progettazione del mercato, la trasparenza tariffaria e la non discriminazione. Le commissioni pubbliche statali regolano le vendite di elettricità al dettaglio: il collegamento tra i prezzi all’ingrosso e ciò che i consumatori pagano realmente.

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Come i prezzi all’ingrosso arrivano in bolletta

I prezzi dell’elettricità all’ingrosso rappresentano circa un terzo della tipica bolletta elettrica residenziale. Il resto copre l’infrastruttura fisica e le spese generali di regolamentazione.

Ripartizione tipica della bolletta elettrica residenziale negli USA:

Componente	Quota Approssimativa	Cosa copre
Energia (all’ingrosso)	~30–35%	Il costo effettivo della commodity elettricità
Trasmissione	~10–15%	Linee ad alta tensione che spostano l’energia dai produttori alla distribuzione
Distribuzione	~25–35%	Cavi locali, trasformatori e infrastruttura che consegna l’energia alle case
Benefici di sistema / politica	~15–25%	Programmi statali: sussidi alle rinnovabili, assistenza a basso reddito, programmi di efficienza

I dati di ISO New England mostrano costantemente che l’energia all’ingrosso costituisce circa un terzo delle bollette al dettaglio per i clienti residenziali, sebbene ciò vari in base allo stato e all’utility.

Come funziona il collegamento tra all’ingrosso e dettaglio:

Negli stati con utility regolate, un’utility verticalmente integrata acquista (o genera) energia all’ingrosso e la vende a tariffe al dettaglio stabilite dalla commissione pubblica statale. I casi tariffari sono poco frequenti (a volte a distanza di anni), quindi le variazioni dei prezzi all’ingrosso a breve termine non compaiono immediatamente nelle bollette dei clienti.

Negli stati con vendita al dettaglio deregolamentata (Texas, Illinois, Ohio, parti del Nord-est), i consumatori possono scegliere il proprio fornitore di elettricità. Coloro che hanno firmato contratti a tariffa fissa sono protetti dai picchi dei prezzi all’ingrosso a breve termine. Coloro che hanno contratti a tariffa variabile o indicizzata (dove i prezzi al dettaglio seguono quelli all’ingrosso) sono esposti alla volatilità. Ecco perché alcuni clienti residenziali in Texas hanno ricevuto bollette da 5.000–17.000$ durante la crisi del febbraio 2021: avevano contratti variabili esposti ai prezzi real-time di 9.000 $/MWh.

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Domande frequenti

Perché non possiamo semplicemente stoccare l’elettricità in eccesso e usarla quando i prezzi sono alti?

Sempre più possiamo farlo, ma su scala limitata. I sistemi di stoccaggio energetico a batteria (BESS) possono conservare elettricità per ore, e i bacini idroelettrici di pompaggio possono conservare energia per giorni. Ma la capacità di stoccaggio totale installata a livello globale è una minuscola frazione della domanda istantanea, troppo piccola per livellare significativamente la curva della domanda. Lo stoccaggio sta crescendo rapidamente (soprattutto batterie su larga scala negli USA e in Europa), ma il requisito di bilanciamento in tempo reale della rete rimarrà il vincolo fondamentale per decenni.

Perché la generazione eolica riceve talvolta prezzi dell’elettricità negativi?

I generatori eolici spesso offrono a prezzi negativi nei mercati real-time perché hanno un costo del combustibile pari a zero e, negli USA, ricevono un Production Tax Credit (PTC) del valore di circa 26–28 $/MWh per ogni MWh generato. Continueranno a generare (e ricevere il credito d’imposta) anche se il prezzo di mercato è negativo, a patto che il prezzo non sia inferiore al valore del credito. Ecco perché i mercati ad alta intensità eolica come ERCOT e MISO vedono regolarmente prezzi real-time negativi nelle ore notturne quando il vento soffia e la domanda è bassa.

Qual è la differenza tra un’utility e un ISO?

Un’utility possiede asset di generazione, trasmissione e/o distribuzione e serve i clienti finali. Un ISO/RTO non possiede asset: è il gestore del mercato e il coordinatore della rete. Nei mercati competitivi, un ISO coordina centinaia di generatori e utility, gestendo le aste e garantendo che il sistema rimanga in equilibrio, senza avere alcun interesse finanziario nel risultato. Questa indipendenza è ciò che consente al mercato competitivo di funzionare: nessun partecipante controlla il mercato.

In che modo il prezzo del gas naturale influisce sulla mia bolletta elettrica?

Nella maggior parte dei mercati statunitensi, la generazione a gas naturale è il combustibile marginale che determina il prezzo, il che significa che gli impianti a gas stabiliscono il prezzo dell’elettricità all’ingrosso per gran parte delle ore. Quando i prezzi del gas naturale di Henry Hub salgono, i prezzi dell’elettricità all’ingrosso seguono l’andamento e, alla fine, le tariffe al dettaglio riflettono questo aumento attraverso casi tariffari delle utility o adeguamenti dei contratti a tariffa variabile. Ecco perché i prezzi dell’elettricità europea nel 2022, quando l’offerta di gas russo è stata ridotta, hanno raggiunto livelli straordinari: l’impennata del prezzo del gas si è tradotta direttamente in impennate del prezzo dell’elettricità attraverso il meccanismo del merit order.

Individui o aziende possono coprirsi dal rischio di prezzo dell’elettricità?

Sì. I grandi consumatori industriali (fabbriche, data center, fonderie di alluminio) si coprono comunemente attraverso Power Purchase Agreements (PPA): contratti a lungo termine con produttori di rinnovabili che bloccano un prezzo fisso per l’elettricità. Le utility si coprono attraverso acquisti a termine nei mercati all’ingrosso. I rivenditori negli stati deregolamentati offrono contratti al dettaglio a tariffa fissa che trasferiscono il costo della copertura ai consumatori in cambio della certezza del prezzo. La complessità della copertura elettrica è elevata perché i prezzi variano simultaneamente in base alla posizione, all’ora del giorno e alla stagione.

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Punti chiave

• Il mercato elettrico all’ingrosso è dove i produttori vendono energia alle utility e ai rivenditori prima che raggiunga i consumatori; rappresenta circa un terzo della tipica bolletta residenziale.
• I prezzi sono stabiliti dal merit order: i produttori ordinano le offerte dal costo marginale più basso al più alto, e l’ultima offerta accettata stabilisce il prezzo di compensazione per tutti i produttori accettati.
• Due livelli di mercato sequenziali gestiscono la programmazione dell’elettricità: i mercati day-ahead impegnano la maggior parte dell’offerta con 24 ore di anticipo; i mercati real-time (che si compensano ogni 5 minuti) gestiscono le deviazioni.
• Il Locational Marginal Pricing (LMP) causa variazioni nei prezzi dell’elettricità in base alla posizione sulla rete a causa della congestione di trasmissione; i generatori rinnovabili remoti possono affrontare prezzi significativamente inferiori rispetto alle medie di sistema a causa della congestione.
• I mercati della capacità (PJM, ISO-NE, NYISO) pagano i generatori per la loro disponibilità piuttosto che per l’output, risolvendo il problema dei “soldi mancanti” nei mercati solo energia e garantendo una capacità di picco adeguata.
• Circa i due terzi del carico elettrico statunitense si trovano all’interno di regioni ISO/RTO regolate dalla FERC; l’Order 888 (1996) e l’Order 2000 (1999) della FERC sono stati le tappe fondamentali della deregolamentazione.
• La crisi ERCOT (Texas) del febbraio 2021, in cui i prezzi hanno raggiunto i 9.000 $/MWh, è il più chiaro esempio recente di come una domanda estrema unita a un’offerta limitata possa produrre picchi di prezzo all’ingrosso catastrofici nei mercati solo energia.

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