Non è affatto vero che tutto scorre. Per lo meno non è vero nei sistemi economici. Tutti i prodotti possono essere immagazzinati, accumulati, depositati. Tutti tranne uno: l’elettricità. Forse non era proprio all’elettricità che Eraclito pensò nel formulare l’aforisma Panta Rei, oggi più che mai in voga grazie alla canzone vincitrice dell’ultimo festival di Sanremo. Ma l’elettricità incarna perfettamente l’idea di movimento e di velocità che caratterizza il nostro tempo. L’elettricità non riesce a stare ferma, non può essere immagazzinata (se non in maniera trascurabile). Appena prodotta, deve essere istantaneamente consumata, pena il black-out e l’irrimediabile perdita di quel file non salvato su cui stavi lavorando da ore. Pertanto, se c’è una cosa che distingue il mercato elettrico e lo rende unico, quella è proprio il dispacciamento, ossia la gestione istante per istante dei flussi di energia che passano per la rete di trasmissione, tesa ad assicurare un continuo equilibrio tra domanda e offerta, tra quantità immessa nella rete e quantità prelevata da essa.

Negli ultimi anni il dispacciamento è divenuto una componente sempre più rilevante del sistema elettrico, in termini di complessità gestionale, volumi, prezzi e impatto sulla bolletta pagata dal consumatore finale. La ragione è da ricercarsi, principalmente, nel cambio di assetto gestionale e organizzativo indotto dalle riforme del sistema elettrico. Nel precedente assetto di monopolio verticalmente integrato, generazione, trasmissione e distribuzione erano in capo ad un unico soggetto che decideva in totale autonomia quanto produrre, dove produrre, con quale tecnologia produrre. Ciò indubbiamente favoriva il coordinamento verticale tra le diverse fasi che compongono la filiera elettrica, i cui costi dipendono dal numero di soggetti da coordinare. Costi di coordinamento che, quindi, sono cresciuti in un mercato oggi caratterizzato da una pluralità di soggetti dal lato della generazione e della vendita e dalla separazione proprietaria tra generazione, trasmissione, distribuzione e vendita. Ma la rilevanza odierna del dispacciamento – e il bilanciamento continuo tra domanda e offerta – dipende anche da una forte ricomposizione sia del mix produttivo – con una progressiva penetrazione delle rinnovabili non programmabili indotta dai generosi sussidi al fotovoltaico- che della redistribuzione dei consumi dalle (diminuite) utenze industriali alle (accresciute) utenze del terziario/domestico, caratterizzate da una maggior discontinuità dei consumi. L’insieme di questi mutamenti ha reso più volatili le dinamiche effettive di produzione e domanda, oggi maggiormente esposte a variabili aleatorie e difficilmente prevedibili, come le condizioni meteorologiche, accrescendo l’importanza del dispacciamento. Ciò dipende, in buona parte, anche dall’assetto organizzativo della borsa elettrica, composta da una pluralità di mercati sequenziali.

Nel cosiddetto Mercato del Giorno Prima (MGP), i diversi operatori programmano la quantità che prevedono di produrre e consumare il giorno successivo. Nel dettaglio, ogni giorno ciascuna Unità di Produzione (UP) sottopone un’offerta di vendita in cui dichiara quanta elettricità si impegna a produrre in ciascuna ora del giorno successivo e il prezzo minimo richiesto per attivare il proprio impianto. Le offerte più convenienti vengono accettate dal Gestore dei Mercati Elettrici (GME) fino a copertura della totalità dei programmi di acquisto con cui le Unità di Consumo (UC) dichiarano, sempre nel MGP, la quantità di energia che prevedono di consumare in ciascuna ora del giorno successivo. Dopo aver definito nel MGP i programmi di vendita e acquisto, le unità di produzione e consumo possono modificarle nei successivi 7 mercati infragiornalieri (MI), con ultima chiusura alle 15:45 del giorno di consegna.  Cosa succede, quindi, se la quantità programmata nel MGP differisce da quanto effettivamente si consumerà o produrrà il giorno successivo? Come bilanciare il mercato se, ad esempio, il giorno successivo alle ore 12:00, magari a fronte di un’ondata di caldo imprevista, tutti gli uffici decidono simultaneamente di accendere l’aria condizionata, finendo per consumare più elettricità di quanta era stata programmata nei MGP+MI? E come fare se, a causa di annuvolamenti e piogge improvvise, tutti gli impianti fotovoltaici in una data zona si trovano a produrre meno elettricità rispetto a quanto avevano programmato nel MGP+MI? Questi due esempi ci fanno capire come la penetrazione delle rinnovabili (lato offerta) e la terziarizzazione dei consumi (lato domanda) abbiano accresciuto la difficoltà di programmare in maniera corretta quanto si produrrà e consumerà il giorno successivo. Da qui, il bisogno di un continuo di bilanciamento.

Ogni volta che i volumi contrattati nel MGP differiscono dalla produzione reale o consumi reali, il gestore della rete di trasmissione elettrica, in Italia la società Terna, deve intervenire tempestivamente per riportare il sistema in equilibrio. Deve cioè evitare che le UP immettano nella rete elettrica una quantità di elettricità superiore o inferiore ai prelievi effettivi. Il riequilibrio del sistema avviene nel Mercato del Servizio di Dispacciamento (MSD) e nel Mercato di Bilanciamento (MB) dove Terna opera come controparte delle sole unità produttive abilitate ad operarvi. Infatti, mentre tutte le UP e UC operano nel MGP e nei MI per definire i propri programmi di immissione e prelievo di elettricità, solo alcune UP (e nessuna UC) sono abilitate ad operare nel MSD e nel MB. Sono questi gli impianti, tipicamente alimentati a gas che, grazie a determinate caratteristiche tecnologiche, possono modulare in maniera flessibile i propri programmi di generazione.

Diverso, invece, è lo schema organizzativo adottato in altri mercati europei, come quello tedesco o spagnolo, dove produttori da rinnovabili e trader possono aggiustare i propri programmi di produzione e consumo ogni 15 minuti e, praticamente, fino al momento di delivery fisica. Intuitivamente, l’errore di previsione dipende dal timing stesso della previsione: è più facile programmare quanto produrrò e consumerò tra 15 minuti piuttosto che tra 24 ore.

Sull’attuale organizzazione del mercato elettrico si sta oggigiorno dibattendo. L’impossibilità delle rinnovabili e delle UC di aggiornare i propri programmi fino al momento della delivery fisica e l’esistenza di una barriera all’entrata al MSD e MB evidenziano la necessità di una riforma del market design che allinei maggiormente il nostro assetto organizzativo allo standard europeo.