Italian Power Exchange: la borsa elettrica

Secondo le disposizioni del Decreto Bersani, la borsa elettrica, che prende il nome di IPEX (Italian Power Exchange) avrebbe dovuto iniziare la propria attività nel 2001.

associato al cosiddetto “dispacciamento passante”. Esso consiste nell’attività di selezione degli impianti di produzione condizionata semplicemente dai vincoli di rete. I prezzi si formavano durante le contrattazioni bilaterali, e il gestore della rete (soggetto responsabile del dispacciamento) doveva semplicemente coordinare la produzione di energia in ogni momento, garantendo la sicurezza del sistema (D.L. 16 marzo 1999, n. 79). Con l’avvio della borsa elettrica (che partì nel 2004, con tre anni di ritardo rispetto alle previsioni legislative), si passò al “dispacciamento di merito economico”, con il quale i produttori sono ordinati in base alla convenienza della loro offerta (in termini di quantità e prezzo), e vengono chiamati a produrre coloro che praticano prezzi uguali o inferiori al prezzo di equilibrio che si forma sul mercato (Cervigni-d’Antoni 2001).

Con l’introduzione di tale regime, il GME avrebbe assunto la gestione centralizzata delle trattative. Il modello fondato sulle contrattazioni bilaterali sarebbe comunque rimasto in vigore di fianco al mercato centralizzato (D.L. 16 marzo 1999, n. 79). Il sistema italiano si basa infatti sull’accesso facoltativo alla borsa (AEEG, 2005): i soggetti che non entrino nel mercato centralizzato possono continuare ad operare avvalendosi delle contrattazioni bilaterali. Esse prevedono la realizzazione di accordi tra due controparti, ad esempio la fornitura ad un certo prezzo per un certo periodo.

Passiamo dunque alla descrizione della borsa elettrica italiana, così come fu concepita al momento dell’emanazione del decreto.

La borsa elettrica si articolava in:

 mercato del giorno prima (MGP);

 mercato infragiornaliero, o mercato di aggiustamento (MA);  mercato del servizio di dispacciamento (MSD).

Sul mercato del giorno prima (MGP) si collocavano le trattative per scambi di energia riferiti al giorno successivo, su base oraria. Il GME costituiva la controparte di tutte le trattative. L'accettazione delle offerte e la formazione del prezzo di equilibrio rispondevano al meccanismo del marginal price system, che abbiamo già introdotto parlando del pool inglese (Paragrafo 2.2.1, pagg. 22-23) e che qui ripercorriamo in breve: per ogni intervallo del giorno successivo (in Inghilterra avevamo intervalli di mezz'ora, mentre in Italia gli intervalli sono orari) ogni produttore era tenuto a fornire al gestore del mercato una combinazione di quantità offerte e prezzi. Nello stesso momento, per ogni quantità specificata nell'offerta, ogni acquirente forniva il massimo prezzo che era disposto a pagare. L'insieme delle offerte e domande permetteva al GME di costruire le curve corrispondenti, dal cui incontro si determinava il prezzo di equilibrio, valore a cui tutte le offerte erano remunerate, che corrispondeva al prezzo dell'offerta più alta tra tutte quelle accettate. Ricordiamo come questo meccanismo costituisse di fatto un incentivo ad una maggiore efficienza,

in quanto sostenendo costi più bassi e proponendo condizioni più vantaggiose, aumentava innanzitutto la possibilità di essere selezionati per produrre, e in secondo luogo si godeva di un prezzo fissato da operatori meno efficienti, e quindi certamente più alto di quello proposto.

Per ogni ora, dunque, ad ogni soggetto acquirente o venditore corrispondevano una somma di quantità per cui erano state accettate, rispettivamente, il prelievo o l’immissione: quindi, dal prezzo di equilibrio discendevano anche i programmi orari di prelievo e immissione (Calento-Centurelli- Tomasi, 2007). In ogni macro-area geografica in cui era suddiviso il mercato si formava un diverso prezzo di equilibrio. Mentre i produttori venivano remunerati ai diversi prezzi di equilibrio, per gli acquirenti era previsto un Prezzo Unico Nazionale (PUN) dato dalla media dei prezzi di equilibrio delle macro-aree.

Il mercato infragiornaliero o di aggiustamento (MA), attraverso cinque sedute al giorno, nasceva con lo scopo di consentire agli operatori di correggere i programmi di produzione determinati nel mercato del giorno prima, apportandovi modifiche attraverso ulteriori offerte di acquisto e vendita. I programmi che andavano a determinarsi nel MGP e nel MA dovevano essere forniti al gestore di rete (prima GRTN, oggi Terna), il quale andava ad operare sul Mercato per il Servizio di Dispacciamento (MSD) nel caso in cui si fossero verificati degli sbilanciamenti tra quanto previsto nei programmi messi a sua disposizione e quanto effettivamente erogato o prelevato dagli operatori. In questo mercato, controparte di tutte le trattative non era il GME ma il gestore di rete. Ciascun operatore che entrasse nel Mercato del Giorno Prima, poteva infatti presentare offerte di acquisto o vendita solo relativamente ai “punti di dispacciamento” di cui fosse responsabile, definiti nel contratto per il servizio di dispacciamento stipulato con il gestore di rete (AEEG, 2005). Tale contratto regolava i rapporti tra gestore di rete e operatori, stabilendo che l’operatore, nel caso avesse prelevato una maggiore quantità di quanto stabilito negli altri mercati o ne avesse immessa una minore, avrebbe dovuto corrispondere il costo della stessa al gestore di rete (che era equivalente, dunque, a comprare dal gestore la quantità necessaria a coprire lo sbilanciamento). Allo stesso modo, un operatore che avesse immesso più energia o ne avesse prelevata meno, avrebbe ottenuto la remunerazione corrispondente dal gestore (come se avesse venduto al gestore stesso la quantità necessaria a coprire lo sbilanciamento). Il MSD è stato dunque definito, dall’Autorità, come “la fase finale di ricerca dell’equilibrio fisico […] le cui fasi precedenti si svolgono fuori borsa tramite contrattazioni bilaterali, o su MGP e MA.” (AEEG, 2005).