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Ricerche per l’Economia e la Finanza
Newsletter Osservatorio Energia
Anno IV - numero 45
27 maggio 2002
NELLA NEWSLETTER DI QUESTO
MESE…
L’autorità di regolamentazione americana ha reso pubblici i documenti interni di Enron nei quali sono
illustrate le strategie utilizzate dai traders della compagnia per trarre profitto dalla crisi che ha colpito la
California fra il 2000 ed il 2001: Enron sarebbe stata in grado di ottenere i rimborsi per la riduzione delle
congestioni senza in realtà immettere energia nel sistema. La notizia ha contribuito ad aggravare il clima
di sfiducia nei confronti degli energy merchant.
Approvata la delibera 91/02 che disciplina l’accesso ai terminali GNL: 80% riservato ai finanziatori
dell’investimento per 20 anni e quota del 20% lasciata all’accesso regolato di terzi. Gli incentivi dovrebbero
portare ad uno sviluppo di capacità addizionale adeguata alle prospettive di crescita della domanda e “sulla
carta” potrebbe esserci surplus di capacità.
Dopo mesi di ritardi nell’attuazione della disciplina transitoria del dispacciamento stabilita dalla delibera
n.317/01 e crescente incertezza tra gli operatori, l’Autorità e il GRTN hanno finalmente completato l’iter
normativo con modifiche e integrazioni alla disciplina originariamente prevista. Tra le principali novità vi
sono la maggiore flessibilità garantita nella regolazione delle partite economiche dello scambio, la
predisposizione degli schemi di contratto tipo e i nuovi criteri per il calcolo dell’energia eccedentaria.
I decreti ministeriali in materia di efficienza energetica hanno profondamente riformato le precedenti
politiche di promozione del risparmio energetico prevedendo un complesso meccanismo basato
sull’obbligo di conseguire risparmi specifici di energia per i distributori di elettricità e gas e su un mercato
dei titoli di efficienza energetica (TEE). Le proposte dell’Autorità per l’implementazione della nuova
disciplina sono riassunte in un recente documento di consultazione che promuove il meccanismo dei TEE
ed il ruolo delle Energy Services Company.
L’emission trading è uno dei meccanismi flessibili previsti dal protocollo di Kyoto per la riduzione dei
gas serra. Il neonato sistema di emission trading del Regno Unito costituisce il primo esempio di sistema
di commercio delle emissioni su scala nazionale, ma l’implementazione dell’emission trading a livello
europeo appare ancora una possibilità remota.
Le maggiori novità nelle attività M&A di queste ultime settimane riguardano Germania e UK. In
particolare, a 12 anni dalle privatizzazioni e a un anno dall’introduzione dei NETA, nel settore elettrico
britannico sono in atto fenomeni di consolidamento e di scambio di business che stanno trasformando
la struttura e le strategie industriali, attirando sempre più l’interesse di operatori stranieri soprattutto se
ancora “incumbent” come in Germania.
Le previsioni del Ct, aggiornate a maggio, risentono delle variazioni dei tassi di cambio; il bilancio
energetico italiano per il 2001 è stato recentemente reso noto dal Ministero delle Attività produttive; prezzi
relativamente stabili si registrano sulle borse elettriche europee in aprile, grazie alla prevedibile riduzione
dei volumi scambiati, anche se una maggiore volatilità dei prezzi si è verificata a partire dalla seconda metà
del mese.
Soci sostenitori
ACEA, AEM Milano, ASM Brescia, Centro Energia Gas (Foster Wheeler, Gruppo Merloni), Confservizi Cispel,
Confindustria, Dalmine Energie, Edison, EnBW Italia, Enel SpA Corporate Finanza e Amministrazione, ENI,
Entergy Power Services Italia, Italgen SpA, Italgas, Pirelli SpA, Unicredit Banca Mobiliare, World Energy
Responsabile della Newsletter: Claudia Checchi - tel. 02 46764272 e-mail: [email protected]
INDICE
ENRON E LA CRISI CALIFORNIANA : RIVELATE LE STRATEGIE DI TRADING .........................................................3
REGOLAMENTAZIONE
La delibera sull'accesso ai terminali di GNL: riserva dell'80% per chi investe ................................7
Le complicate vicende della disciplina transitoria del dispacciamento ............................................9
AMBIENTE
L'Autorità pubblica un documento di consultazione sulla promozione dell'efficienza
energetica negli usi finali .......................................................................................................... 12
In Inghilterra le prime esperienze di emission trading ............................................................... 18
M ERGERS & A QUISITIONS
M & A in Europa ..................................................................................................................... 21
Focus: il mercato elettrico inglese................................................................................................ 22
L'ANDAMENTO DEL CT
Prezzo dell'energia: le attese del mercato ..................................................................................... 28
CONGIUNTURA
Economia e domanda di elettricità ............................................................................................ 31
Box - Bilancio energetico 2001 ................................................................................................. 33
Le borse elettriche europee: aprile 2002 .................................................................................... 34
News dalla Borse .................................................................................................................... 37
Mensile
Direttore responsabile:
Claudia Checchi
Gruppo di lavoro:
Donato Berardi, Valentina Ferraris, Roberto Galbiati, Nicola Gallo, Michele Pacillo, Francesca Sala,
Giusy Squicciarini, Lucia Vergano
Comitato Scientifico
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numero 45
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27 maggio 2002
Enron e la crisi californiana: rivelate le strategie di trading
Le polemiche sulla crisi del mercato Californiano sono
tornate al centro dell’attenzione del dibattito negli Stati
Uniti grazie alla scoperta di alcuni documenti riservati
redatti dagli avvocati di Enron. Si tratta di tre
memorandum nei quali sono descritte in dettaglio le
strategie adottate dai traders del colosso statunitense
sui mercati californiani. La FERC, impegnata in
un’indagine sul collasso del sistema in California, ha
ricevuto questi documenti dai legali che stanno curando
la procedura fallimentare di Enron ed ha deciso di
pubblicarli sul proprio sito (www.ferc.gov). I primi
due memo, datati rispettivamente 6 e 8 dicembre
2000, elencano le diverse strategie illustrandone i
meccanismi operativi e sottolineando i rischi che sia
Enron sia l’intero sistema Californiano avrebbero
potuto correre in conseguenza della loro applicazione.
Il terzo, invece, analizza i comportamenti dei traders
da una prospettiva differente, talvolta in aperta
contraddizione con quanto affermato nei documenti
precedenti; in alcuni casi arrivano ad affermare che le
procedure adottate da Enron hanno aumentato l’offerta
di energia a vantaggio di un mercato quasi sempre in
deficit.
Le strategie di Enron sui mercati californiani
Di seguito riportiamo in sintesi le principali
caratteristiche delle diverse strategie, spesso
identificate con nomi di fantasia.
Export of California power
Con questa strategia Enron sfruttava a proprio favore
le possibilità di arbitraggio create dalla presenza di un
price-cap sul mercato californiano, fissato a 250$.
Quando i prezzi nelle aree circostanti salivano al di
sopra di questo livello, Enron comprava energia in
California e la rivendeva all’esterno. Così facendo,
però, Enron ha spesso contribuito all’abbassamento
delle riserve causando l’attivazione delle procedure di
emergenza. Molti clienti industriali hanno quindi visto
interrompersi le loro forniture di elettricità.
Load Increasing sul mercato in tempo reale (RTM)
o “Fat Boy”
L’obiettivo di questa strategia era quello di fare arrivare
sul RTM (real time market) l’energia in eccesso
sotto forma di “Uninstructed Deviation”1, ossia di uno
sbilanciamento imprevisto rispetto al programma di
immissione e prelievo presentato sul mercato del
giorno prima. Questo diventava possibile dichiarando
nel programma stabilito per il mercato del giorno
prima un fabbisogno di energia superiore alla quantità
che sarebbe stata poi realmente prelevata. In questo
modo Enron poteva fornire elettricità al RTM e
contribuire alla copertura del fabbisogno dell’ISO
senza dover formulare alcuna offerta. L’esempio
riportato nel memo chiarisce il funzionamento di questo
meccanismo: supponiamo che Enron avesse inviato
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all’ISO un programma nel quale era prevista la fornitura
di 1000 MW alla consociata Enron Energy Services
(EES). Al momento dell’esecuzione della transazione
però EES prelevava soltanto 500 MW. I misuratori
dell’ISO avrebbero quindi registrato l’immissione in
rete da parte di Enron dei restanti 500 MW, che
sarebbero perciò stati rimborsati al Dec.Price. Grazie
alla loro esperienza, i traders di Enron erano in grado
di prevedere quando il sistema sarebbe stato corto,
anche perché questo accadeva piuttosto
frequentemente a causa della diffusa pratica da parte
delle Investor-Owned Utilities (IOU) di ridurre il
carico dichiarato nei loro programmi per mantenere
bassi i prezzi. I documenti evidenziano anche altri
aspetti interessanti del “Load Increasing”: in primo
luogo questo meccanismo viene definito come “the
oldest trick in the game”. Enron ammette inoltre di
aver utilizzato questa strategia anche a vantaggio di
altri operatori che non avrebbero potuto partecipare
al RTM in quanto non in possesso di domanda di
energia localizzata in California. Infine, occorre
sottolineare che la compagnia agiva come price-taker
sul RTM, visto che non veniva presentata alcuna
offerta di bilanciamento; il Dec. Price era dunque
favorevole solo quando il sistema aveva un reale
fabbisogno di energia per mantenere l’equilibrio fra
domanda ed offerta.
Non-Firm Export
In questo caso i traders mettevano in programma un
contratto interrompibile per lo scambio di energia fra
una zona all’interno del sistema ed una al di fuori.
Questo flusso sarebbe andato nella direzione opposta
rispetto ai percorsi più frequentemente congestionati,
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contribuendo ad aumentare la capacità del sistema. Il
contratto veniva inserito nel programma tre ore prima
della sua esecuzione. Dopo due ore dall’inserimento
Enron avrebbe ricevuto dall’ISO il pagamento2 per
aver contribuito alla riduzione della congestione, ossia
il Congestion Charge fatto pagare a quanti
utilizzavano il percorso vincolato. Una volta ricevuto
questo rimborso Enron interveniva per interrompere
il contratto evitando di dover realmente immettere
l’energia nella rete. In ogni caso questa pratica fu
scoperta e dichiarata illecita dall’ISO nell’Agosto
2000; da allora non è più stata applicata.
documenti l’effetto finale di questo sistema di scambi
era quello di farsi pagare per aver spostato energia al
fine di ridurre le congestioni senza in realtà avere
immesso potenza nella rete. Il terzo, invece, sostiene
che l’energia era immessa nella rete e scorreva lungo
percorsi di solito poco utilizzati contribuendo ad
aumentare l’offerta nel sud della California e riducendo
l’impatto della congestione.
Load shift
L’utilizzo di questa strategia presupponeva che Enron
disponesse dei diritti di trasmissione finanziari (FTR)
fra due zone. Quando ciò accadeva i traders potevano
cercare di programmare i carichi in modo da aumentare
la congestione prevista in una zona, riducendola invece
nell’altra. Nel RTM poi i traders di Enron spostavano
parte del carico dalla prima alla seconda zona, non
utilizzando i FTR in proprio possesso e contribuendo
a ridurre la congestione nel sistema. Per questo
motivo riuscivano ad ottenere il pagamento
compensativo dovuto a chi non usava i propri diritti di
trasmissione. Il risultato finale di questa strategia era
dunque quello di creare congestione apparente
sovrastimando i carichi nel programma per poi ridurla
riportando i carichi ai valori normali. Come nel caso
precedente, i risultati di questa strategia vengono
valutati in modo completamente differente nei diversi
memo. Nel primi due si sostiene che Enron sia riuscita
a guadagnare circa 30 milioni di dollari, mentre gli altri
operatori erano costretti a fronteggiare l’aumento dei
costi di congestione per l’energia consegnata nella
prima zona. Il terzo afferma invece che non ci sarebbero
stati effetti significativi sui prezzi e che i guadagni
imputabili a questa pratica risulterebbero di gran lunga
inferiori a quanto scritto in precedenza.
Wheel Out
L’obiettivo di questa tattica era, come nel caso
precedente, di ottenere dall’ISO il pagamento dei
costi di congestione senza dover immettere realmente
l’energia nella rete. Per applicare il meccanismo in
questione era necessario che una linea di connessione
interna al sistema fosse completamente congestionata.
Quando ciò accadeva i traders di Enron mettevano in
programma uno scambio di energia nella direzione
opposta tale da garantire il pagamento del Congestion
Charge. Stando alle informazioni contenute nei memo
l’ISO avrebbe comunque scelto di interrompere tutti
gli scambi di energia che coinvolgevano, in entrambe
le direzioni, la linea congestionata al fine di garantire
l’efficienza del sistema. In questo modo Enron veniva
liberata dall’impegno di fornire potenza al sistema.
Death Star
Questa strategia si articolava in due diverse fasi: in un
primo momento Enron importava dall’Arizona (ad un
costo molto basso) una quantità di energia presso il
nodo di Lake Mead. Quella stessa energia veniva poi
esportata verso il confine Nord contribuendo a ridurre
la congestione (che si verificava sul percorso NordSud sempre a causa della sottostima dei carichi da
parte delle IOU). Enron otteneva dunque un
pagamento dall’ISO. La seconda fase consisteva nel
programmare un’importazione di energia da far arrivare
dal confine Nord presso il nodo di Lake Mead, lungo
un percorso esterno all’area di controllo dell’ISO
californiano, in modo da evitare il pagamento del
costo di congestione. Inoltre l’operatore non poteva
accorgersi che la stessa energia esportata verso il
confine veniva contemporaneamente importata verso
Lake Mead. Secondo quanto sostenuto nei primi due
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Get Shorty3
Questo meccanismo era applicato quando gli operatori
prevedevano che il costo degli Ancillary Services
sarebbe stato superiore il giorno prima rispetto al
tempo reale. Enron vendeva i propri servizi il giorno
prima; sul RTM poi, un trader interveniva per
cancellare l’impegno preso e copriva la posizione
rimasta scoperta acquistando gli stessi servizi da un
altro operatore. Il lato problematico di questa strategia
stava nel fatto che Enron vendeva servizi che non
sarebbe stata in grado di fornire, poiché nessun
impianto veniva attivato a quello scopo. In ogni
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contratto di vendita di Ancillary Services era infatti
necessario definire quali impianti avrebbero
provveduto a fornire tali servizi. Al momento della
definizione del primo contratto, perciò, Enron doveva
trasmettere all’operatore di sistema un’informazione
falsa. Stando al terzo documento però l’identificazione
degli impianti non era obbligatoria, eliminando così il
problema di inviare una dichiarazione non veritiera.
autorità californiane hanno dato ad Enron la possibilità
di mettere in pratica strategie di trading sempre più
aggressive che hanno provocato un danno enorme alla
collettività. Sarà comunque compito delle autorità
federali e dei giudici che stanno decidendo sulla causa
di risarcimento presentata dallo stato della California
stabilire se queste pratiche debbano essere considerate
illegali come richiesto dal governatore della California
Gray Davis e dai suoi collaboratori. Questi ultimi
vedono nei documenti la principale prova a sostegno
della tesi che il crollo del sistema californiano sia da
attribuirsi alla manipolazione del mercato da parte
degli operatori. Per questo motivo hanno ripreso
vigore le speranze di recuperare almeno una parte dei
soldi bruciati nei giorni della crisi attraverso nuove
cause di risarcimento oppure, più probabilmente,
tramite la rinegoziazione dei contratti di lungo periodo
stipulati a prezzi esorbitanti nel 2000 e nel 2001.
Diversa è la posizione di alcuni analisti, come William
Hogan di Harvard e Severin Borenstein della
University of California, i quali ritengono che le
strategie di trading, legali o illegali che siano, abbiano
poco a che vedere con il principale motivo della crisi
ossia l’esercizio di potere di mercato tramite la
volontaria riduzione dell’offerta di elettricità da parte
dei generatori. Le procedure descritte nei documenti
avrebbero semplicemente permesso di “arrotondare”
gli enormi guadagni realizzati grazie all’esplosione dei
prezzi (circa 500 milioni di dollari su un aumento dei
costi dovuto all’esercizio di potere di mercato stimato
intorno ai 9 miliardi di dollari). Per questo motivo i due
professori ritengono che l’impatto dei memo sulle
cause in corso non dovrebbe essere molto significativo.
L’analisi delle strategie “ammesse” dagli avvocati di
Enron mostra comunque come tali comportamenti,
seppur dannosi per il mercato, siano stati possibili
grazie ad una situazione di per sé già compromessa,
dovuta principalmente ad una regolamentazione
ampiamente fallace dei meccanismi di soluzione delle
congestioni e di aggiustamento in tempo reale, aggravate
dalle misure transitorie adottate a fronte del sorgere
della crisi, come l’imposizione dei price-cap. In questo
senso Enron sembrerebbe, più che aver causato,
avere approfittato della crisi californiana, contribuendo
casomai alla degenerazione della crisi nel collasso del
sistema. Più difficile appare invece l’analisi inversa,
ossia la valutazione di come la crisi californiana possa
aver contribuito al fallimento di Enron.
Ricochet o Megawatt Laundering
Enron acquistava energia dalla borsa per poi
ritrasmetterla verso una località non californiana dove
il costo da pagare per il trasporto fosse sufficientemente
basso. In seguito i traders riacquistavano quella stessa
energia per immetterla sul RTM californiano dove era
possibile realizzare un prezzo molto superiore: l’energia
d’importazione non era infatti soggetta al price-cap
che limitava il costo di quella prodotta in California.
Anche in questo caso l’obiettivo era quello di realizzare
un arbitraggio sulla differenza di prezzo esistente fra i
diversi mercati confinanti. Questa strategia poteva
danneggiare però gli altri operatori poiché, aumentando
in modo artificiale la domanda di energia, causava
l’aumento del Market Clearing Price.
Selling Non-Firm Energy As Firm Energy
In questo caso i traders vendevano alla borsa energia
con un contratto “Firm”4 fornendo in realtà un servizio
di tipo “Non-Firm”. Così facendo Enron riusciva a
farsi pagare per la vendita di “Ancillary Services” che
in realtà non produceva. Stando al terzo memo questa
strategia aveva lo scopo di consentire l’importazione
di energia che altrimenti non sarebbe stata disponibile
aumentando così l’offerta.
Enron: causa o effetto della crisi californiana?
Secondo quanto traspare dai memorandum gli avvocati
di Enron erano sicuramente coscienti dei rischi impliciti
nell’utilizzo di queste strategie: i primi due documenti
si concludono infatti con un’attenta analisi delle
disposizioni dell’ISO in materia di gaming e di
“comportamenti anomali” sul mercato. Alcune strategie
non sembrano violare alcun principio, trattandosi di
operazioni di arbitraggio sulle diversità delle condizioni
di mercato fra la California e le reti confinanti; in altri
casi però appare evidente la volontà di realizzare
profitti anche a danno dell’efficienza del sistema. Di
certo i difetti nel disegno regolatorio predisposto dalle
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Le conseguenza dei memorandum
In attesa di prendere una decisione in merito ai
risarcimenti, la FERC ha chiesto a circa 150 compagnie
di mettere a disposizione i documenti relativi alle loro
attività di trading in California per valutare se, come
lasciato trasparire in alcuni passaggi dei tre memo,
molti altri operatori si siano comportati allo stesso
modo di Enron. Una prima conseguenza della
pubblicazione dei documenti è stata l’ammissione da
parte di altre imprese operanti sul mercato statunitense
di avere gonfiato artificialmente i volumi di trading.
Queste notizie hanno contribuito ad aggravare la crisi
di fiducia degli investitori americani nei confronti degli
energy merchant: nella settimana successiva alla
pubblicazione dei memo i già deboli indici azionari di
Dynegy, Mirant, Calpine, Williams e Reliant hanno
fatto registrare perdite oscillanti fra l’11% ed il 38%.
Il rischio che alcune di queste compagnie ripercorrano
l’inglorioso percorso di Enron fino alla bancarotta
diventa, giorno dopo giorno, sempre più concreto.
E in Italia?
Alla lettura delle memurandum legittima appare la
preoccupazione di quanti si chiedono se simili strategie
e speculazioni saranno possibili anche sulla futura
borsa italiana. Ciò che si può osservare a questo
riguardo è che le possibilità di arbitraggio sorgevano
in California principalmente per due motivi:
§ L’assenza di penalità sufficientemente disincentivanti
a fronte di sbilanciamenti in tempo reale
§ La presenza di un sistema di reti interconnesso e
congestionato più ampio di quello di competenza
dell’ISO californiano.
Ciò porterebbe ad escludere l’applicazione di tali
strategie in Italia, dove il carattere prevalentemente
obbligatorio dei mercati e la presenza delle penalità di
sbilanciamento, unita alla scarsa interconnessione del
sistema con l’estero, dovrebbe contribuire a limitare
fortemente l’insorgenza dei fenomeni descritti per la
California
Inoltre le strategie di Enron potevano risultare
profittevoli solamente grazie ad un accordo collusivo
sia di tipo tacito che esplicito con altri operatori: tacito
in merito alla strategia di spostare tutte le contrattazioni
nel mercato del tempo reale per aggirare i price-cap,
comunemente adottata da molti dei partecipanti, che
peraltro rendeva ampiamente prevedibili le possibilità
di arbitraggio tra mercati in periodi diversi; esplicito, in
quanto in molti casi le strategie presupponevano un
accordo tra fornitori e consumatori del sistema.
A questo riguardo l’esperienza californiana deve
comunque fornire da monito per i regolatori italiani
rispetto alle possibilità di gaming da parte degli
operatori che sorgono a fronte di un mercato che
necessita di complessi meccanismi di regolazione. In
questo senso ad esempio in situazioni simili potrebbero
essere causate dalla presenza del meccanismo zonale
con operatori in possesso di capacità sia di vendita
che di acquisto in più zone limitrofe.
Di certo quello che la lettura suggerisce è l’importanza,
ai fini del funzionamento efficiente del mercato, della
regolamentazione e del monitoraggio da parte di
autorità centralizzate sul sistema elettrico nel suo
complesso.
(Note)
1
Nel funzionamento del RTM l’ISO prevedeva due diverse modalità di variazione delle immissioni rispetto a quanto
programmato: le “Instructed Deviations“ erano quelle corrispondenti alla decisione dell’ISO di chiamare a produrre un
generatore che aveva formulato un’offerta sul RTM. Per queste variazioni veniva determinato un prezzo detto “Inc. Price“.
Se invece le variazioni non avvenivano in risposta ad una richiesta dell’ISO si parlava di “Uninstructed Deviations “ per
le quali era fissato il cosiddetto “Dec. Price“.
2
Come riportato nei primi due documenti: “In order to relieve transmission congestion (i.e., the enrgy scheduled for delivery
exceeds the capacity of the transmission path) the ISO makes payments to parties that either schedule transmission in the
opposite direction (“counterflow payments”) or simply reduce their generation-load schedule.” Memorandum, 12/06/02,
pag 3, www.ferc.gov
3
Con questa strategia si realizzavano profitti grazie al meccanismo di “Shorting”, ossia vendendo i servizi ad un prezzo
elevato e ricomprandoli ad un prezzo inferiore.
4
I contratti “Firm“ erano garantiti e prevedevano l’obbligo di fornitura degli “Ancillary Services”. Questo non accadeva
per i contratti “Non-Firm“.
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REGOLAMENTAZIONE
La delibera sull’accesso ai terminali di GNL: riserva dell’80% per chi investe
Si conclude con la delibera 91/02 la consultazione
sulla disciplina dell’accesso ai terminali GNL al centro
del confronto tra Ministero, Autorità ed imprese.
L’accordo sul necessario equilibrio tra esigenza di
garantire ed incentivare gli investimenti e non
precludere, attraverso la riserva totale, l’importazione
ad ulteriori shippers interessati, ha portato alla revisione
di alcuni punti cruciali della proposta originaria
dell’Autorità e ad un’interpretazione “flessibile” del
decreto Letta che prevede separazione tra le attività
di vendita e di trasporto ed accesso regolato alle
infrastrutture.
La delibera sancisce l’accesso prioritario alla capacità
di rigassifficazione con le seguenti condizioni:
- la capacità addizionale deve entrare in servizio tra
l’entrata in vigore del provvedimento dell’Autorità e
la fine del 2010;
- la quota massima di riserva è l’80% della capacità
resa disponibile per mezzo di opere il cui costo di
costruzione è interamente sostenuto dai soggetti
utilizzatori;
- il periodo massimo in cui è’ efficace la riserva è 20
anni.
La quota sottoposta a riserva è vicina a quella
prospettata in fase di consultazione, mentre è stata
completamente abbandonata nella versione definitiva
della delibera l’idea di ridurre gradualmente la riserva
e di legare eventualmente la riduzione al superamento
degli ostacoli tuttora presenti nelle transazioni
transfrontaliere.
A parziale compensazione della proposta dinamica
decrescente delle quote l’Autorità ha introdotto le
seguenti tutele alla concorrenza:
- l’accesso prioritario resta in vigore fino al
raggiungimento di 25 miliardi di mc di capacità di
rigassificazione complessiva nazionale.
- il tetto massimo per l’accesso prioritario consentito
a ciascun soggetto è circa 8,3 miliardi di mc (1/3 della
capacità totale di rigassificazione posta come soglia
per il mantenimento della riserva);
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- il titolare dell’accesso prioritario decade da tale
diritto per mancato utilizzo su base annuale di parte
della quota di capacità riservata;
- accesso regolato secondo le disposizioni della
delibera 120/01 per la quota non soggetta ad accesso
prioritario e per quella persa perché rimasta
inutilizzata.
L’impostazione del provvedimento premia le imprese
che contribuiranno attraverso l’investimento in
terminali GNL ad accrescere la capacità disponibile
velocemente (nei prossimi otto anni).
Il premio sembra essere rilevante considerando il
peso che l’autonomia dai contratti Snam può avere
come fattore strategicamente rilevante sia sul mercato
del gas sia in prospettiva sul mercato elettrico. Sul
mercato elettrico è possibile ipotizzare, infatti, che
all’entrata in funzione di nuove centrali a gas con
tecnologie simili, il fattore costo del combustibile
possa essere non trascurabile nel determinare il
posizionamento nel merit-order e, quindi, la redditività
degli impianti. Non a caso, come verrà approfondito
nel paragrafo successivo, sono Edison ed Enel le
imprese più determinate nel portare a termine gli
investimenti in nuovi terminali.
Sul mercato del gas la delibera approvata dovrebbe
secondo l’Autorità comportare circa 5 miliardi
all’anno di capacità disponibile per l’accesso regolato
a terzi con un impatto, dunque, positivo sulla
concorrenza e sullo sviluppo di un mercato spot.
Sembra improbabile tuttavia che in un mercato in cui
l’offerta sarà composta per la stragrande maggior
parte da contratti Snam ceduti alla frontiera e da
imprese che investiranno pesantemente in
infrastrutture nuove su cui hanno accesso garantito ci
sia reale spinta alla riduzione dei prezzi sul mercato
del gas. Tutto questo a meno che un surplus di offerta
di gas (per esempio dovuto a ritardi nella realizzazione
delle nuove centrali) non obblighi le imprese che si
sono già impegnate con contratti Top a lungo termine
a ridurre i prezzi per mantenere le proprie quote di
mercato.
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Lo sviluppo della capacità di importazione:
progetti e scenari
Fig. 1 - Evoluzione dell'offerta
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8
produzione interna
Progetti pipelines
domanda 2006/07
capacità esistente
Progetti GNL
domanda 2010/11
140
120
100
80
60
40
20
0
scenario 1 (47
MMmc di nuova
capacità)
scenario 2 (30
MMmc di nuova
capacità)
scenario 3 (20
MMmc di nuova
capacità)
capacità addizionale si passa a fare una stima della
capacità disponibile tenendo conto dei contratti
pluriennali in essere e dell’80% di capacità riservato ai
realizzatori dei nuovi terminali, è possibile notare che
si capacità disponibile potrebbe ancora esserci, ma
che la fetta decisamente significativa dovrebbe essere
impegnata nel prossimo decennio dai contratti Eni
(detenuti da Eni stessa o ceduti alla frontiera) e dalle
società che stanno cercando di bypassare i colli di
bottiglia e le difficoltà di accesso sulle linnee tradizionali
attraverso i nuovi progetti (Figura 2).
Fig. 2 - Capacità disponibile e capacità
impegnata
contratti pluriennali
capacità disponibile GNL
capacità riservata GNL
capacità disponibile tubo
120
100
MMmc/anno
Negli ultimi mesi è stata da più parti sottolineata la
necessità di incentivare lo sviluppo della capacità di
importazione in Italia per superare probabili problemi
di scarsità in vista della crescita della domanda. I
progetti più o meno recenti riguardano sia la
realizzazione di nuove pipelines sia di terminali di
GNL. Per l’importazione degli 8 miliardi di mc di gas
contrattati da Eni con la Libia e successivamente girati
a Gas de France, Energia ed Edison, è in programma
da tempo la realizzazione del gasdotto con termine a
Gela in Sicilia; più recente, invece, l’interesse di Enel
nella progettazione con Sonatrach e Wintershall per il
gasdotto (10 miliardi di mc) che dovrebbe consentire
di portare il metano in Sardegna. Molto attiva Enel
anche sui possibili investimenti nel GNL con tre
proposte in altrettante aree industriali dismesse
(Taranto, Vado Ligure e Muggia) per una capacità
che va dai 14 ai 23 miliardi di mc complessivi.
Decisamente più avanti nell’iter per l’ottenimento dei
permessi necessari il terminale di Rovigo di Edison
(4,5-6 miliardi di mc). A tale capacità aggiuntiva
potrebbero essere aggiunti i 4 miliardi di mc per il
terminale British gas a Brindisi ed i recentissimi progetti
di Falck in Calabria (due piani alternativi da 8 miliardi
di mc/anno).
Molti i progetti, dunque, per incrementare una capacità
totale di importazione di cui si teme l’inadeguatezza
con l’entrata in funzione dei nuovi investimenti in
impianti termoelettrici a gas. Non è ancora possibile
sapere quali dei tanti progetti e nel giro di quanti anni
saranno realizzati. La nuova capacità di importazione
potrebbe arrivare fino a 47 miliardi di mc se tutti i
progetti andassero in porto, ma è verosimile che solo
una parte riesca ad ottenere sufficienti finanziamenti e/
o permessi (nelle figure 1 e 2 vengono proposti tre
possibili scenari: 47 MMmc, 30 MMmc e 20 MMmc).
Tuttavia, ipotizzando nel 2006-2007 una domanda di
gas di 88-90 miliardi di mc, la realizzazione di una
capacità addizionale intorno ai 20 miliardi di mc/anno
dovrebbe essere già sufficiente a coprire il fabbisogno
con un certo margine, che tuttavia diventa più risicato
nel 2010/11 in cui la domanda prevista è intorno ai
100 miliardi di mc (Figura 1). Surplus di capacità
almeno sulla carta, ma se dal solo considerare la
80
60
40
20
0
scenario 1 (47
MMmc di nuova
capacità)
scenario 2 (30
MMmc di nuova
capacità)
scenario 3 (20
MMmc di nuova
capacità)
27 maggio 2002
Le complicate vicende della disciplina transitoria del dispacciamento
Lo scorso dicembre l’Autorità per l’energia elettrica
e il gas ha previsto con delibera n.317/011 una
disciplina transitoria del servizio di dispacciamento
dell’energia elettrica per i clienti del mercato libero,
valida fino all’avvio della borsa e all’entrata in vigore
del dispacciamento di merito economico. Il servizio
viene erogato dal GRTN mediante la stipula di contratti
per il bilanciamento dell’energia elettrica (mantenimento
dell’equilibrio tra programmi di immissione/prelievo e
immissioni/prelievi effettivi, inclusa la selezione della
riserva) e per lo scambio (compensazione dell’energia
elettrica immessa e prelevata nell’ambito dei singoli
contratti bilaterali).
La delibera n.317/01 sarebbe dovuta entrare in vigore
il 1 gennaio 2002. Di fatto, tuttavia, al ritardo iniziale
dell’Autorità nell’emanare la disciplina si sono sommati
ulteriori, e prevedibili, ritardi nella stipula di contratti
per il bilanciamento e lo scambio da parte del GRTN,
nella predisposizione dei sistemi di comunicazione dei
programmi di immissione e prelievo da parte dei
titolari del bilanciamento, nei versamenti dei
corrispettivi per il bilanciamento e per lo scambio.
Tutto ciò ha richiesto all’Autorità di rivedere,
modificare e integrare la disciplina inizialmente prevista.
Gli interventi successivi si sono sostanziati in tre nuove
delibere:
§ delibera n.36/02, in cui è stato definito un “nuovo”
regime transitorio del servizio di dispacciamento
(allegato A alla delibera n.36/02)2 con effetti dal 1
gennaio 2002;
§ delibera n.66/02, con la quale sono stati approvati
gli schemi di contratto tipo per il bilanciamento e lo
scambio presentati dal GRTN in adempimento a
quanto disposto dalla delibera n.36/02;
§ delibera n.81/02, che ha previsto condizioni
economiche transitorie (all’interno di un regime già
transitorio) per la regolazione di corrispettivi per il
bilanciamento e per lo scambio.
Ripercorriamo le principali novità dei provvedimenti.
numero 45
Bilanciamento
Scheduling
Negli schemi di contratto tipo per il bilanciamento (per
punto di immissione e per punto di prelievo), preparati
dal GRTN secondo le disposizioni della delibera n.36/
02 (art. 3.1 allegato A) e successivamente approvati
con delibera n.66/02, è stabilito che entro il 30
settembre 2002 il titolare del bilanciamento deve
predisporre il sistema per la comunicazione dei
programmi di immissione e di prelievo (nei punti dotati
di misuratore orario).
Una volta implementato tale sistema di comunicazione,
la programmazione sulla rete prevede nominations
settimanali con dettaglio orario per ciascun punto di
immissione o prelievo da presentare entro le ore
12.00 del martedì precedente la settimana rilevante.
E’ anche stabilita la possibilità di effettuare
renominations, ovvero modifiche ai programmi, entro
le ore 12.00 del giorno precedente quello cui i
programmi si riferiscono.
Qualora le modifiche ai programmi di immissione o di
prelievo (possibili solo nel caso di clienti che prestano
il servizio interrompibile) siano imposte dal GRTN in
quanto necessarie al mantenimento della sicurezza del
sistema, il GRTN ne deve dare comunicazione al
soggetto interessato entro le ore 16.00 del giorno
precedente quello cui le modifiche si riferiscono.
Corrispettivi per il bilanciamento
Il ritardo nella predisposizione del sistema di
comunicazione dei programmi ha richiesto l’adozione
di un regime economico transitorio del bilanciamento,
nell’ambito di una disciplina già transitoria, al fine di
garantire al GRTN la disponibilità finanziaria per
l’erogazione del servizio. Infatti, tale ritardo ha
determinato l’impossibilità per i titolari del
bilanciamento di pagare i corrispettivi per punto di
immissione (art. 5.5 allegato A, delibera n.36/02) o
per punto di prelievo dotato di misuratore orario (art.
5.1.b allegato A, delibera n.36/02) riferiti alla
9
27 maggio 2002
remunerazione del bilanciamento, componente bh , e
commisurati allo scostamento in valore assoluto tra
programma orario ed energia effettivamente immessa
o prelevata in ogni ora.
L’Autorità ha pertanto stabilito nella delibera n.81/02
(art.3.2) il pagamento in acconto di un corrispettivo
pari al 25% della componente bf (differenziata per
fasce orarie e normalmente riferita ai corrispettivi per
punti di prelievo con misuratore multiorario o
integratore) applicato all’energia complessivamente
immessa o prelevata in ciascuna fascia oraria. Tale
regime è valido fino all’operatività dei sistemi di
comunicazione dei programmi, il cui termine ultimo,
come già detto, è il 30 settembre 2002. Dopo tale
data, i titolari del bilanciamento che non abbiano
predisposto tali sistemi dovranno pagare un
corrispettivo pari alla componente bf applicata
all’energia immessa o prelevata in ciascuna fascia
oraria.
Restano invece invariati rispetto a quanto stabilito
dalla delibera n.36/02 (art.5.1.a allegato A) i
corrispettivi per punto di prelievo dotato di misuratore
orario a remunerazione della riserva, componente rf ,
in quanto calcolati in modo forfetario sul totale
dell’energia prelevata in ciascuna fascia oraria.
Scambio
Criteri per la ripartizione dell’energia tra i contratti
per lo scambio
Secondo quanto stabilito dalla delibera n.36/02 agli
articoli 6.1 e 6.2 dell’allegato A, tutta l’energia
scambiata attraverso contratti bilaterali deve essere
oggetto di un contratto di scambio con il GRTN. In
ogni contratto per lo scambio devono essere indicati
i soggetti, titolari del bilanciamento o titolari di bande
di capacità di interconnessione o di capacità Cip6, cui
si riferisce l’energia coinvolta. D’altra parte ogni
soggetto deve comunicare al GRTN i criteri per
l’eventuale ripartizione dell’energia complessivamente
immessa o prelevata tra diversi contratti per lo scambio.
Gli schemi di contratto tipo per il bilanciamento e per
lo scambio prevedono che la comunicazione al GRTN
dei criteri di ripartizione dell’energia tra i contratti per
lo scambio debba essere effettuata dai rispettivi titolari
cinque giorni lavorativi prima della chiusura di ciascun
numero 45
10
bimestre. In caso di mancata comunicazione, il GRTN
provvede ad una ripartizione in parti uguali dell’energia
immessa o prelevata tra i diversi contratti per lo
scambio.
Regolazione delle partite economiche
Molte delle novità introdotte dopo la delibera n.317/
01 riguardano la regolazione delle partite economiche
relative allo scambio dell’energia elettrica. La delibera
n.36/02 ha, in particolare, voluto ampliare i margini di
trading al fine di consentire ai titolari dello scambio
una gestione più flessibile della relativa regolazione
economica.
Successivamente alla comunicazione da parte del
GRTN dei saldi “finanziari” per fascia oraria (ovvero
dei saldi fisici tra immissioni e prelievi valorizzati al
PGN), il titolari dello scambio hanno a disposizione
quindici giorni (e non più dieci) per effettuare
interscambi, dove lo scambio di partite di energia di
segno opposto può adesso riguardare anche fasce
orarie differenti (art.7.4 allegato A, delibera n.36/02).
Tali scambi vanno notificati al GRTN.
Inoltre, data l’estrema incertezza che i ritardi e le
modifiche apportate alla disciplina hanno generato tra
gli operatori, è stata prevista la possibilità di
compensazione del saldo “finanziario” complessivo
tra bimestri (art. 7.4.1 allegato A, delibera n.36/02):
in altri termini, il titolare dello scambio ha la facoltà di
portare in avanti in ogni bimestre (con l’eccezione
dell’ultimo bimestre dell’anno) la somma dei saldi
finanziari per fasce orarie, come modificata dagli
interscambi tra operatori, a compensazione della
somma relativa al bimestre successivo. A fronte di
questa possibilità, per la copertura dei costi per
l’approvvigionamento delle risorse per il servizio di
dispacciamento, è previsto che il GRTN modifichi tale
somma di un coefficiente del 2% in riduzione o in
aumento a seconda che la somma sia rispettivamente
positiva o negativa. Gli operatori quindi pagano un
prezzo per lo slittamento in avanti della regolazione
economica in termini di minori rimborsi (se la somma
è positiva) o maggiori pagamenti futuri (se la somma è
negativa).
Un’ulteriore cambiamento ha riguardato la
determinazione dell’energia elettrica eccedentaria nel
caso di somma dei saldi finanziari positiva (come
modificata dalle operazioni di cui sopra), situazione in
27 maggio 2002
cui il titolare dello scambio ha diritto a ricevere un
corrispettivo dal GRTN come se avesse fornito
l’eccedenza al sistema (art. 7.6.a. allegato A, delibera
n.36/02).
Mentre nel regime disegnato dalla delibera n.317/01
l’energia eccedentaria per ogni fascia oraria era
determinata attribuendo la somma dei saldi finanziari
“modificata” tra le fasce con saldo fisico positivo
(differenza tra immissioni e prelievi) proporzionalmente
al medesimo saldo fisico, nella nuova disciplina la
ripartizione della somma modificata avviene
proporzionalmente tra le fasce con saldo finanziario
“originario” positivo. Tali valori devono poi essere
divisi per PGN.
In altre parole l’eccedenza per ogni fascia oraria i
(i=1, 2, 3, 4) in base alla delibera n.317/01 era:
Questo comporta che nell’attuale regime gli sbilanci
fisici in F1 sono penalizzati meno, in termini di eccedenza
riconosciuta, rispetto a quanto accadeva secondo la
delibera n.317/01; gli sbilanci fisici in F4 sono invece
penalizzati di più, con un eccedenza riconosciuta che
è inferiore rispetto alla disciplina precedente. Questo
è coerente con l’osservazione che fornire un eccedenza
al sistema, seppure sbilanciando, è meno grave in F1,
cioè nelle ore di picco, piuttosto che in F4, cioè nelle
ore vuote.
Sempre relativamente al calcolo dell’energia
eccedentaria, le disposizioni della delibera n.36/02
sono state integrate, in un caso rilevante non previsto,
dallo schema di contratto tipo per lo scambio
predisposto dal GRTN. Si tratta della situazione in cui
la somma dei saldi finanziari come modificata dalle
operazioni di trading e di compensazione tra bimestri
Di S M
sia positiva, a fronte di saldi finanziari “originari” tutti
Ei =
i = 1,...,4
i
negativi (art.5.10 del contratto tipo per lo scambio).
∑ D j PGN
La somma dei saldi finanziari modificata viene attribuita
a ciascuna fascia in proporzione al numero di ore in
quella fascia presenti nel relativo bimestre, dividendo
e nella delibera n.36/02 è:
poi per PGN.
M
i
M
Un’ultima considerazione in merito alla regolazione
Si S
D PG S
D
Ei =
= i N i = i SM i =1,...,4
i
delle partite economiche dello scambio e alla loro
∑S j PGN ∑S j PGN ∑Sj
fatturazione riguarda la previsione, nella delibera n.81/
02 (art.3.1) e nel contratto tipo per lo scambio
dove:
(art.6.7), del pagamento di interessi moratori nel caso
- SM =somma dei saldi finanziari modificata;
di ritardo nel pagamento delle fatture da parte del
- Di =saldo fisico positivo nella fascia i;
titolare dello scambio che sia debitore nei confronti del
GRTN (somma dei saldi finanziari negativa). Più
- S Dj =somma dei saldi fisici positivi;
precisamente, poiché la stipula dei contratti per lo
- Si =saldo finanziario positivo nella fascia i;
scambio, in seguito ai ritardi sopra evidenziati, è
- Σ Sj =somma dei saldi finanziari positivi.
avvenuta posteriormente alla scadenza per il pagamento
Confrontando le due formule e, in particolare, i delle fatture del primo bimestre 2002, il titolare dello
denominatori si può notare che prima la somma dei scambio deve versare per ogni giorno di ritardo un
saldi fisici positivi era valorizzata allo stesso prezzo, interesse pari a 1/365 del tasso di interesse legale.
ovvero il PGN rilevante per la fascia oraria in questione,
viceversa ora i singoli saldi fisici positivi sono valorizzati
al rispettivo prezzo (differenziato per fasce orarie).
(Note)
1
Cfr. Newsletter n.41, pag.8.
2
Nel corso dell’articolo si farà sempre riferimento all’allegato A della delibera n.36/02, e non alla delibera n.317/01, in quanto
versione più recente e integrata delle condizioni transitorie per l’erogazione del servizio di dispacciamento.
numero 45
11
27 maggio 2002
AMBIENTE
L’Autorità pubblica un documento di consultazione sulla promozione
dell’efficienza energetica negli usi finali.
Il documento di consultazione diffuso dall’Autorità
per l’energia elettrica e il gas in data 4 aprile 2002
riporta le proposte dell’Autorità stessa concernenti
l’attuazione dei decreti ministeriali del 24 aprile 2001
in materia di promozione dell’efficienza energetica
negli usi finali. I commenti dovranno pervenire
all’Autorità entro il 31 maggio 2002. I decreti del 24
aprile 2001 hanno profondamente riformato le
precedenti politiche di promozione del risparmio
energetico negli usi finali che si erano basate
prevalentemente su forme di incentivazione diretta,
quali la concessione di incentivi in conto capitale, o sul
ricorso a strumenti di tipo normativo (standard di
efficienza per apparecchi e componenti) o volontario
(accordi tra pubblica amministrazione e fornitori dei
servizi, apparecchi e componenti). Il nuovo quadro
normativo prevede viceversa un complesso
meccanismo basato sull’obbligo di conseguire risparmi
specifici di energia per i distributori di elettricità e gas
e su un mercato dei titoli di efficienza energetica. Nel
seguito dell’articolo presentiamo il quadro normativo
generale relativo alle misure di incremento
dell’efficienza energetica e le proposte dell’Autorità.
Quadro normativo
Il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (decreto
Bersani) all’articolo 9(1) ed il decreto legislativo 23
maggio 2000, n. 164 (decreto Letta), all’articolo
16(4) prevedono rispettivamente che tra gli obblighi
connessi al servizio di distribuzione dell’energia elettrica
vi sia quello di perseguire l’incremento
dell’efficienza energetica e che tra gli obblighi
connessi al servizio di distribuzione del gas naturale vi
sia, oltre a quello di perseguire l’efficienza energetica
negli usi finali, anche lo sviluppo delle fonti rinnovabili.
In data 24 Aprile 2001 il Ministro dell’industria, di
concerto con il Ministro dell’ambiente, ha emanato i
decreti recanti l’individuazione degli obiettivi
quantitativi nazionali di incremento dell’efficienza
energetica negli usi finali previsti dai decreti Letta e
Bersani.
numero 45
12
I due decreti ministeriali definiscono il quadro
normativo e di incentiviedattribuiscono all’Autorità,
con il contributo di altre amministrazioni e con il
coinvolgimento di Regioni e Province autonome, la
formulazione di linee guida per la loro attuazione.
I decreti stabilisconoobiettivi quantitativi nazionali
di miglioramento dell’efficienza energetica,
espressi in unità di energia primaria consumata (milioni
di tonnellate equivalenti di petrolio, Mtep) e riferiti,
per l’energia elettrica e per il gas, ad ogni anno del
periodo quinquennale 2002-2006 ed i criteri per
l’individuazione degli obiettivi specifici in capo ai
distributori obbligati. I decreti definiscono il quadro
generale e dispongono che:
l i distributori di energia elettrica e gas naturale
adottino misure di incremento dell’efficienza negli usi
finali di energia secondo obiettivi quantitativi stabiliti
dal ministero. I risparmi per i distributori di energia
elettrica sono stati fissati in 0.1Mtep per il 2002,
primo anno di validità degli obblighi, quindi 0.5Mtep
nel 2003, 0.9Mtep nel 2004, 1.20Mtep nel 2005 e
1.6Mtep nel 2006. I risparmi da conseguire da parte
dei distributori di gas naturale sono: 0.1Mtep, 0.4Mtep,
0.7Mtep, 1Mtep, 1.3Mtep. Per il momento è stato
imposto un obiettivo specifico obbligatorio di risparmio
energetico soltanto sui distributori con almeno 100,000
clienti finali. Per le imprese di più piccola dimensione
un successivo decreto congiunto definirà le modalità
di applicazione dell’obbligo; un ulteriore decreto
fisserà gli obbiettivi post 2006. L’obbligo specifico
per i singoli distributori è definito come quota degli
obiettivi quantitativi nazionali in base alla proporzione
tra l’energia distribuita dal singolo distributore e il
totale nazionale;
l i distributori raggiungano i propri obiettivi specifici
realizzando interventi, o progetti di risparmio di
energia; tali progetti possono comprendere
l’installazione di apparecchi ad alta efficienza energetica
per esempio: la sostituzione di scalda acqua a gas con
scalda acqua più efficienti, o di lampade ad
27 maggio 2002
incandescenza con lampade fluorescenti oppure la
realizzazione di interventi di isolamento termico degli
edifici. I risultati di tali progetti in termini di energia
risparmiata ottenuti annualmente concorreranno al
conseguimento dell’obiettivo complessivo del
medesimo distributore per un periodo massimo di
cinque anni. I risparmi di energia dovranno essere
conseguiti per almeno il 50% attraverso la promozione
di progetti che determinino una riduzione dei consumi
finali di energia elettrica per i distributori elettrici e di
gas per i distributori di gas, il rimanente 50% sarà
conseguibile ricorrendo a tipologie d’intervento
finalizzate anch’esse al risparmio di energia ma non
necessariamente di energia finale consumata. E’
importante ricordare che non sono ammissibili i progetti
orientati al miglioramento dell’efficienza energetica
relativa agli impianti di generazione di energia elettrica.
La valutazione dei progetti dovrà avvenire in base ai
criteri e metodi individuati dall’Autorità nelle linee
guida che dovranno essere emanate;
l i progetti di risparmio energetico possano essere
intrapresi direttamente dai distributori oppure tramite
l’apporto delle ESCO (energy services companies),
esse, pur non essendo soggetti ad obbligo, potranno
sviluppare progetti di efficienza energetica per conto
dei distributori oppure volontariamente;
l il finanziamento dei costisostenuti per la realizzazione
dei progetti avvenga conrisorse dei soggetti proponenti
(distributori o ESCO) e con altre risorse e che
l’Autorità possa inoltre determinare meccanismi di
copertura tariffaria dei costi sostenuti dai distributori
per la realizzazione dei progetti per la parte non
coperta da altre risorse;
l l’Autorità rilasci titoli di efficienza energetica
(TEE) in base ai miglioramenti di efficienza energetica
dei progetti realizzati dai distributori o dalle ESCO.
l i TEE possano essere oggetto di contrattazione. Il
GME è incaricato di organizzare un luogo per la loro
contrattazione (che avrebbe dovuto essere
predisposto entro il 10/1/2002) ma questo non implica
che gli scambi di TEE non possano avvenire in sedi
diverse o attraverso contratti bilaterali. I distributori
potranno acquistare titoli per raggiungere l’obiettivo
loro assegnato quando i programmi realizzati
direttamente o fatti realizzare da società terze non
siano sufficienti; venderanno titoli le ESCO e i
numero 45
13
distributori che abbiano realizzato programmi in
eccesso rispetto all’obiettivo loro assegnato. I soggetti
ammessi ad operare nel mercato dei titoli di efficienza
energetica saranno definiti nell’ambito delle regole di
funzionamento del mercato che verranno predisposte
dal Gestore del mercato elettrico d’intesa con
l’Autorità;
l l’Autorità effettui l’accertamento dei titoli di cui il
distributore è in possesso ai fini della verifica annuale
del raggiungimento dell’obiettivo assegnato ad ogni
distributore per l’anno precedente;
l l’Autorità eroghi sanzioni a carico dei distributori
che, alla fine di ogni anno, non abbiano conseguito
l’obiettivo specifico loro assegnato per quell’anno
attraverso la realizzazione di progetti o l’acquisto di
titoli.
Le proposte dell’Autorità
Le proposte dell’Autorità per l’attuazione della
complessa materia prevista dai decreti sono organizzate
per tematiche, in totale 6, suddivise in 39 spunti di
consultazione:
1. Definizione di linee guida per la preparazione,
l’esecuzione e la valutazione dei risultati dei progetti
(spunti da 1 a 14).
2. Modalità di controllo e certificazione dei risultati dei
progetti (spunti da 15 a 17).
3. Copertura tariffaria parziale degli oneri per la
realizzazione dei progetti (spunti da 18 a 23).
4. Titoli di efficienza energetica (spunti da 24 a 32).
5. Verifica del conseguimento degli obblighi e delle
sanzioni per inadempienza (spunti da 33 a 35).
6. Proposte dell’Autorità per facilitare l’avvio dei
meccanismi di promozione dell’efficienza energetica
(spunti da 36 a 39).
Nel seguito ci soffermiamo sugli spunti a nostro avviso
di maggior interesse tralasciando quelli maggiormente
tecnico-ingegneristici o di importanza marginale.
Queste le proposte dell’Autorità:
1. Per quanto riguarda la definizione di linee guida
per la preparazione, l’esecuzione e la valutazione
consuntiva dei progetti di efficienza energetica che
27 maggio 2002
dovranno essere sviluppati dai distributori l’Autorità
ha elaborato le seguenti proposte:
- preparazione: si propone che venga definita una
taglia minima (spunto 2), fissata in termini di numero
minimo di unità installate o di unità di energia risparmiate,
per ogni progetto ammissibile al fine del conseguimento
degli obiettivi fissati dai decreti, per evitare un’eccessiva
frammentazione e favorire il conseguimento di
economie di scala e di scopo. L’Autorità prevede che
la soglia dimensionale per i progetti per i quali non
siano disponibili metodi di valutazione standardizzata
debba essere fissata tra 500 e 2000 tep/anno;
- l’esecuzione dei progetti dovrà essere sottoposta a
vigilanza al fine di garantire che la loro esecuzione non
ostacoli lo sviluppo della concorrenza nella vendita ed
eventualmente nella misura e che non vi siano
discriminazioni tra clienti del mercato libero e del
mercato vincolato. Per i progetti rivolti ai clienti liberi
si prevede che il distributore possa intervenire
direttamente soltanto quando le attività di vendita
siano affidate ad un soggetto diverso dal distributore
stesso in un regime di separazione societaria ed in
prospettiva proprietaria. L’Autorità chiede tra gli
spunti di consultazione se vi siano altri aspetti riguardo
alla tutela della concorrenza che meritino di essere
presi in considerazione (spunto 3);
- la valutazione dei progetti dovrà avvenire secondo
tre metodi (spunti da 4 a 12):
a) valutazione standardizzata, basata sul numero di
apparecchiature ad alta efficienza effettivamente
installate e su parametri standard che tengono conto
delle condizioni di utilizzo;
b) valutazione ingegneristica, basata sulla misura
di parametri di utilizzo e su algoritmi predefiniti per il
calcolo dei risparmi di energia primaria;
c) valutazione consuntiva, nei casi in cui non sono
disponibili né metodi di valutazione standardizzata né
metodi di valutazione ingegneristica, sulla base della
misura dei consumi effettuata prima e dopo l’intervento
secondo piani di monitoraggio energetico.
Inoltre l’Autorità propone che i benefici incrementali
derivanti dalle campagne informative di
sensibilizzazione e promozione che eventualmente
accompagnano i progetti debbano essere valutati sulla
base di valori standard proposti dalla stessa Autorità
che tengano conto degli effetti di amplificazione dei
numero 45
14
risparmi ottenuti dal progetto grazie alla campagna;
nel caso di campagne effettuate da associazioni di
consumatori e da associazioni ambientaliste l’Autorità
propone che vengano riconosciuti risparmi incrementali
maggiori (del 20%) rispetto a quelli che sarebbero
riconosciuti se le medesime campagne venissero attuate
da altri soggetti. Quando le campagne di informazione
non costituiscono misure di accompagnamento a
progetti di efficienza ma costituiscono misure a sé
stanti verrà posto un limite (tra il 5% ed il 10%) alla
quota dell’obiettivo annuale di risparmio conseguibile
attraverso di esse. La considerazione separata delle
campagne che costituiscono misure accompagnatorie
a progetti tecnici di efficienza energetica e campagne
che costituiscono progetti in sé è oggetto di
consultazione (spunti 13 e 14).
2. Le modalità di controllo e certificazione della
quota di riduzione dei consumi di energia primaria
effettivamente conseguita dai progetti. La certificazione
dei risparmi energetici derivanti dai progetti realizzati
viene rilasciata dall’Autorità sulla base di apposita
documentazione che dovrà essere differenziata in
base ai metodi di valutazione utilizzati. La tipologia di
documentazione ritenuta più adeguata per comprovare
i risultati di risparmio di energia è oggetto di
consultazione (spunto 15).
3. La parziale copertura tariffaria degli oneri
sostenuti dai distributori per la realizzazione dei progetti.
I decreti del 24 aprile 2001 stabiliscono che i costi
sostenuti dai distributori per la realizzazione dei progetti
possono essere finanziati, per la parte non coperta da
altre risorse, secondo criteri stabiliti dall’Autorità.
L’Autorità propone che il riconoscimento tariffario
dei costi sostenuti non avvenga a piè di lista ma sulla
base del criterio del costo standard, ovvero il
riconoscimento dovrebbe avvenire sulla base di
parametri standard (espressi in euro/tep risparmiati)
che esprimono il costo unitario medio riconosciuto
degli interventi; tale costo medio riconosciuto dovrebbe
essere secondo l’Autorità di 150-200 euro/tep
risparmiati. L’Autorità propone che il riconoscimento
tariffario sia definito in modo parziale, per far sì che i
soggetti ricorrano ad altre forme di finanziamento, e
rigido, affinché gli altri finanziamenti cui i distributori
possono ricorrere per i progetti siano aggiuntivi e non
27 maggio 2002
sostitutivi. Il costo riconosciuto terrà conto del costo
medio evitato di acquisto dell’unità di energia
risparmiata e del costo ambientale evitato che sarà
espresso come una percentuale del costo evitato di
acquisto. Tale impostazione dell’Autorità è oggetto di
consultazione (spunto 18). In particolare si chiede se
il costo evitato di acquisto utilizzato come parametro
di riferimento per la fissazione del costo massimo
riconosciuto debba essere unico o differenziato per
tipologia di utenza (spunto 19). Si chiede se il costo
medio unitario riconosciuto debba essere differenziato
per alcune tipologie di intervento o possa essere unico
(spunto 21). Inoltre si chiede di esprimere un parere
circa la percentuale che debba essere applicata in
aumento del costo evitato di acquisto per tenere conto
del costo ambientale evitato (spunto 20).
4. Il riconoscimento e la definizione dei titoli di
efficienza energetica. L’Autorità, al fine di
promuovere il mercato dei TEE attraverso l’accesso
del numero più ampio possibile di soggetti, propone
che abbiano diritto ai titoli tutti i distributori, inclusi
quelli con meno di 100,000 clienti finali al 31 dicembre
del 2001 e quindi esclusi dagli obblighi, e le ESCO.
Come abbiamo già sottolineato queste ultime sono
società di servizi energetici che possono intraprendere
autonomamente o per conto dei distributori progetti di
efficienza energetica. I criteri per il riconoscimento
della qualifica di ESCO sono oggetto di consultazione
(spunto 25)1 . Un secondo punto in consultazione
riguarda l’identificazione di diverse tipologie di titoli di
efficienza energetica (spunto 27). Secondo l’Autorità
i titoli dovrebbero essere di tre tipi, in relazione ai tre
differenti obiettivi derivanti dai decreti (risparmio di
energia primaria attraverso la riduzione dei consumi di
energia elettrica; risparmio di energia primaria attraverso
la riduzione dei consumi di gas naturale; risparmio di
energia primaria attraverso la riduzione dei consumi di
altri combustibili fossili). Inoltre nel documento di
consultazione si propone che i titoli abbiano una vita
utile di cinque anni dalla data di emissione (“bancabilità”
dei titoli). In tal modo i titoli posseduti da un distributore
in eccesso rispetto all’obiettivo relativo all’anno di
emissione possono essere utilizzati dal distributore per
le verifiche degli obiettivi dei quattro anni successivi.
Al fine di prevenire comportamenti strategici derivanti
dalla possibilità di “bancare” i titoli fino a cinque anni
numero 45
15
l’Autorità propone di definire un limite massimo
all’ammontare dei titoli “bancati” espresso in
percentuale sui titoli trasmessi all’Autorità al fine della
verifica annuale dell’obbligo, e richiede il parere degli
operatori circa questa proposta (spunto 30). Infine
l’Autorità prevede la possibilità di emettere titoli “a
debito” (spunto 32), cioè non corrispondenti a risparmi
di energia conseguiti e certificati in caso di eccessiva
carenza di titoli rispetto alla domanda, e la possibilità
di revoca dei titoli emessi nel caso in cui a seguito di
controlli emerga che siano stati rilasciati titoli sulla base
di informazioni non veritiere e non corrette (spunto
31).
5. La verifica del conseguimento degli obiettivi di
risparmio energetico e le sanzioni in caso di mancato
adempimento degli obblighi. Data la limitata
disponibilità di dati sui costi dei progetti di risparmio
prima dell’avvio dei decreti, secondo l’Autorità il
prezzo medio di mercato dei TEE rappresenterà un
indicatore utile del costo sostenuto per realizzare gli
interventi e quindi del valore medio dell’investimento
necessario per compensare eventuali inadempienze.
Quindi l’Autorità propone che il valore unitario delle
sanzioni sia fissato pari al maggior valore tra un
parametro S definito in seguito alla consultazione e il
prezzo medio di mercato dei titoli di efficienza
energetica registrato nell’anno al quale fa riferimento
l’inadempienza, moltiplicato per un coefficiente K
superiore all’unità. Per cui la sanzione sarà: Sanzione
= max{S, K×(prezzo TEE)}. Nel documento si
propone anche che le sanzioni a carico dei distributori
tengano conto, in media, della risposta dei clienti alle
offerte dei progetti di efficienza energetica, per non
penalizzare i distributori in caso di insufficiente risposta
dei clienti. Si tiene così conto delle difficoltà soprattutto
iniziali dovute alla necessità di sensibilizzare i clienti
che devono essere indotti a mutare abitudini
consolidate. Le modalità di calcolo della sanzione
proposte e i valori da attribuire ai parametri S e K sono
oggetto di consultazione (spunti 33 e 34). Inoltre
l’Autorità propone di differenziare la sanzione da
irrogare nel caso di inadempienza all’obiettivo
complessivo annuo assegnato a ciascun distributore
dalla sanzione da irrogare nel caso di inadempienza
dell’obbligo di conseguire almeno il 50% di tale
27 maggio 2002
obiettivo attraverso la riduzione dei consumi finali di
energia distribuita (spunto 35).
La definizione delle sanzioni risulta importante per la
migliore definizione di uno dei punti critici del mercato
dei TEE: la formazione del prezzo. Infatti quando è
noto il valore unitario della sanzione prevista per i
distributori inadempienti all’obbligo, il limite superiore
del prezzo sarà pari al valore unitario della sanzione (in
euro/tep) moltiplicato per la dimensione del titolo di
efficienza energetica (tep risparmiati): a quel livello di
prezzo infatti non conviene al distributore acquistare
TEE. Un punto di particolare interesse riguarda quindi
il meccanismo di fissazione delle sanzioni per i soggetti
inadempienti.
6. In conclusione del documento di consultazione,
l’Autorità prende atto della complessità del
meccanismo previsto dai decreti e dell’impegno
richiesto per la loro realizzazione. Tenendo conto di
questo l’Autorità propone di introdurre un regime
sperimentale per il primo triennio (2002-2004), con
la possibilità di compensare nell’arco del triennio il
raggiungimento degli obiettivi annuali, e quindi differire
l’irrogazione di sanzioni al 2005; per il primo anno di
attuazione l’obiettivo complessivo è ridotto rispetto a
quello degli anni successivi. Inoltre è prevista
l’individuazione di progetti pilota per la diffusione di
apparecchiature ad alta efficienza di potenza limitata
(ad esempio: lampadine fluorescenti compatte).
L’Autorità chiede agli operatori quali altre modalità
possano essere definite per favorire gradualità e
flessibilità nel primo periodo di attuazione dei decreti
(spunto 36).
Come sottolineato dalla stessa Autorità, i decreti
ministeriali dell’aprile 2001 e il meccanismo di
attuazione degli stessi oggetto di consultazione delineano
le seguenti posizioni di costi e benefici per i diversi
soggetti coinvolti:
l i distributori, sui quali ricade l’obbligo di risparmio
di energia primaria, devono sopportare i costi per la
realizzazione dei progetti o per l’acquisto di titoli di
efficienza energetica ed eventualmente l’onere delle
sanzioni nel caso di inadempimento. I benefici per i
distributori possono derivare dalla realizzazione di
progetti in modo efficiente, cioè a costi inferiori rispetto
numero 45
16
a quelli riconosciuti in tariffa; essi possono inoltre
ottenere dei margini dalla vendita dei TEE in eccesso
rispetto ai bisogni;
l i clienti finali che partecipano ai progettipossono
contribuire economicamente al costo totale dei
progetti. L’eventuale contributo al finanziamento del
progetto viene definito nell’accordo tra il cliente finale
e il soggetto che propone il progetto stesso. I clienti
finali traggono beneficio dai costi risparmiati in seguito
all’incremento dell’efficienza energetica e dagli
eventuali miglioramenti del servizio energetico reso.
Tali benefici per i clienti partecipanti si manifestano
per tutto l’arco di vita della tecnologia installata, in
genere un periodo più lungo dei cinque anni per i quali
sono riconosciuti risparmi di energia certificabili ai fini
della verifica degli obblighi imposti ai distributori;
l le ESCO, che realizzano progetti di efficienza
energetica, possono ottenere margini pari al saldo tra
costi sostenuti per la realizzazione e ricavi derivanti
dalla vendita dei relativi TEE;
l tutti i clienti finali dei servizi di distribuzione
dell’energia elettrica e del gas dovranno sostenere la
parte dei costi del meccanismo che ricade in tariffa. I
benefici che si ottengono riguardano la riduzione
dell’inquinamento e il miglioramento della sicurezza
della fornitura per effetto del contenimento della
crescita della domanda finale di energia.
Nel documento di consultazione non vengono trattati
ampiamente i costi e benefici per i venditori di
energia ai clienti finali così come il loro ruolo, nonostante
gli effetti dei meccanismi previsti possano ricadere
anche su di loro. A seguito dell’incremento
dell’efficienza energetica, i venditori di energia elettrica
e gas ai clienti finali subiscono perdite in termini di
volumi di energia venduta. D’altro canto i venditori
godono di un rapporto di stretta vicinanza e spesso di
assistenza al cliente finale e quindi sono tra i soggetti
che possono più efficacemente sviluppare progetti di
efficienza energetica. Data la mancanza di una
definizione di ESCO è possibile desumere il
riconoscimento della qualifica di ESCO alle società
venditrici di energia e quindi anche il riconoscimento
di TEE per i progetti eventualmente realizzati.
27 maggio 2002
In conclusione il meccanismo di promozione
dell’efficienza energetica oggetto di discussione risulta
abbastanza complesso, tanto che dai decreti Bersani
e Letta ad oggi sono trascorsi tre e due anni e il
meccanismo non è ancora stato definito. A tale
complessità corrispondono obiettivi di risparmio sui
distributori tutt’altro che ambiziosi, costituendo una
quota molto contenuta dei consumi finali (secondo le
nostre stime l’obiettivo di risparmio di energia elettrica
per il 2002 equivale a circa lo 0,3% della domanda)
soprattutto se si tiene conto del tasso di crescita che
la domanda di energia ha mostrato negli ultimi anni. Il
risultato finale potrebbe quindi essere quello di un ben
congegnato ma inutile sistema di regole e di un nuovo
mercato, quello dei TEE, privo di interesse a causa
della scarsità della domanda.
(Note)
1
L’Autorità non ha dato una definizione specifica di ESCO al fine di tenere in considerazione i risultati della consultazione.
In questo senso sono aperte sia la possibilità di una definizione ampia che consideri come ESCO qualsiasi società operante
nell’ambito energetico che di definizioni più restrittive che pongano vincoli sulla forma e la struttura societaria di società
riconoscibili come ESCO oppure sul tipo di remunerazione dei progetti di efficienza promossi dalle società; in via
esemplificativa potrebbero essere considerate ESCO soltanto le società che ottengono remunerazione dei progetti in
funzione dell’energia risparmiata dai clienti finali e non quelle che coprono i propri costi attraverso contributi dei clienti ai
costi di investimento.
numero 45
17
27 maggio 2002
In Inghilterra le prime esperienze di emission trading
Negli ultimi mesi sono stati fatti i primi concreti passi
verso la programmazione e l’implementazione di
programmi di emission trading. L’Unione Europea
ha infatti proposto uno schema di direttiva per istituire
un meccanismo di emission trading tra tutti gli Stati
membri dell’Unione (si veda la newsletter n. 39),
mentre in aprile ha preso il via lo schema di emission
trading del Regno Unito (United Kingdom Emission
Trading Scheme – UKETS). L’implementazione di
tali programmi costituisce un momento fondamentale
nel perseguimento degli obiettivi fissati nel protocollo
di Kyoto dato che l’emission trading è uno dei più
promettenti meccanismi di riduzione delle emissioni di
gas serra previsti dal protocollo1 . Nel seguito
cercheremo approfondirne gli aspetti principali e
presenteremo le caratteristiche del recentemente
avviato UKETS.
L’emission trading: aspetti rilevanti
I programmi di emission trading sono degli strumenti
di “cap and trade” che consistono nel porre un tetto
alle emissioni delle imprese partecipanti al programma
cui corrispondono dei “permessi di inquinamento”.
Le imprese partecipanti possono soddisfare i propri
obblighi o riducendo le emissioni o acquistando
permessi dalle imprese più efficienti che hanno costi di
riduzione delle emissioni inferiori. In questo modo si
fissa un obiettivo complessivo di riduzione delle
emissioni su un gruppo di emittenti e quindi si lascia ai
partecipanti la facoltà di decidere in modo flessibile
come soddisfare il proprio obiettivo. Quando il
meccanismo funziona correttamente il prezzo dei
permessi riflette il costo marginale di riduzione delle
emissioni nel sistema. I programmi possono avere
caratteristiche variabili in base alla tipologia di gas
serra interessati, ai settori economici inclusi e
all’obbligatorietà o volontarietà del programma. In
teoria l’utilizzo di meccanismi “cap and trade”
permette di ottenere vantaggi economici in termini di
contenimento dei costi generali di riduzione delle
emissioni di gas serra dando alle imprese l’incentivo
per implementare le misure volte a diminuire le emissioni
numero 45
18
ai livelli fissati. Secondo la Commissione Europea i
risparmi derivanti dall’uso di questi strumenti rispetto
a misure meno flessibili saranno di 11 miliardi di Euro
per anno, ovvero più del 50% del costo annuale degli
obiettivi. Inoltre, secondo uno studio promosso da
Eurelectric, il risparmio derivante da una rapida
implementazione a livello europeo dei meccanismi di
emission trading dovrebbe essere di 80 miliardi di
Euro entro il 2017 e l’assenza di questo tipo di
meccanismi renderebbe impossibile il soddisfacimento
degli obiettivi di Kyoto.
Lo United Kingdom Emission Trading Scheme
Lo UKETS, attivo dall’aprile 2002, è il primo
programma di riduzione delle emissioni di gas serra
(CO2) basato sull’emission trading organizzato a
livello nazionale. Le imprese che partecipano al
programma si obbligano a contenere le emissioni di
gas serra ad un livello cui corrispondono dei “permessi
di inquinamento”. Le imprese possono soddisfare i
propri obblighi o riducendo le emissioni o acquistando
i titoli relativi da imprese più efficienti. Il governo ha
costruito un registro nazionale delle emissioni e le
imprese organizzano gli scambi dei relativi titoli
autonomamente o attraversobrokers tramite contratti
bilaterali. I soggetti ad obbligo alla fine di ogni periodo
di riferimento dovranno consegnare i titoli relativi alla
quota d’obbligo all’Emission Trading Authority
appena costituita che provvede al loro controllo ed
annullamento. I titoli rimanenti possono essere
scambiati o conservati per l’adempimento in periodi
d’obbligo successivi.
Lo UKETS è un programma volontario e vi sono tre
principali canali attraverso i quali un’impresa può
accedervi obbligandosi a contenere le proprie emissioni
inquinanti:
l attraverso la partecipazione diretta. Il Governo
inglese ha stanziato un incentivo finanziario per le
imprese che decidono di accettare obiettivi volontari
per il periodo 2002-2006. L’obiettivo di riduzione
delle emissioni e l’incentivo finanziario per ciascuna
27 maggio 2002
impresa è stato fissato tramite un’asta in cui ogni
partecipante offre un livello assoluto di riduzione delle
emissioni a fronte della richiesta di un determinato
incentivo. In questo modo il Governo ha mirato ad
ottenere il livello più alto di riduzione delle emissioni
per un dato livello di incentivo monetario complessivo,
fissato per il quinquennio 2002-2006 in 215 milioni di
sterline (circa 347 milioni di euro). Le aste si sono
tenute nel marzo scorso, le imprese che hanno ottenuto
l’incentivo sono 34 e l’incentivo medio ottenuto per
tonnellata di emissione risparmiata è di 53,37 sterline
(circa 86 euro);
l attraverso altri programmi obbligatori. Le imprese
che hanno già degli obiettivi di riduzione delle emissioni
numero 45
o di efficienza energetica fissati attraverso altri
programmi, Climate Change Agreements, potranno
utilizzare il programma di trading per soddisfare i
propri obblighi o per vendere emission allowances
nel caso ottengano risultati migliori rispetto ai propri
obiettivi;
l attraverso progetti volontari. Le imprese potranno
intraprendere progetti volontari di riduzione delle
emissioni senza alcun obbligo e vendere i crediti
risultanti alle imprese che si sono obbligate.
Nella figura 1 si riporta lo schema di funzionamento
del mercato inglese.
19
27 maggio 2002
Aspetti critici di un meccanismo di emissions
trading europeo
Lo UKETS è il primo sistema di emission trading su
scala nazionale, altre esperienze si sono avute in
diversi paesi come USA e Paesi Bassi a livello di
gruppi di imprese. Ad esso, secondo la proposta di
direttiva dell’Unione Europea, dovrebbe seguire un
sistema su base europea. Vediamo nel seguito alcune
delle priorità che andranno risolte nella definizione di
un meccanismo europeo:
l uno dei primi aspetti che dovranno essere affrontati
a livello europeo è il coordinamento dei programmi e
delle politiche di governo dei cambiamenti climatici. I
programmi sviluppati dagli Stati Membri dovranno
essere coordinati per svolgere il proprio compito in
modo efficiente. In particolare dovranno essere
armonizzate: le scelte riguardanti le modalità di
allocazione iniziale dei permessi ad inquinare2 , le
tipologie di emissione interessate ed i settori interessati
affinché i programmi non si traducano in ostacolo allo
sviluppo per alcuni settori rispetto ad altri nello stesso
Paese o rispetto a quelli di altri Paesi. Una delle prime
incongruenze che andranno risolte riguarda per
esempio il diverso trattamento del settore della
generazione elettrica, presente nei progetti di emission
trading dell’Unione Europea ed escluso dallo
UKETS;
l inoltre dovranno essere definiti dei criteri minimi
comuni che rendano credibile il meccanismo in
particolare:
- dovrà essere implementato un sistema di
monitoraggio della riduzione delle emissioni in grado
di fornire le prove degli effettivi benefici ambientali e
di attribuire correttamente la titolarità della riduzione
delle emissioni,
- dovranno essere definiti dei meccanismi di controllo
a garanzia che le riduzioni di emissioni derivanti dai
programmi di emission trading siano aggiuntive e
non sostitutive rispetto a meccanismi regolatori o di
incentivo già esistenti,
- i programmi dovranno essere disegnati in modo da
garantire la permanenza delle riduzioni delle emissioni,
- è necessario che la riduzione delle emissioni in alcuni
settori o Paesi non venga “compensata” con il loro
aumento altrove.
In conclusione anche se ancora non vi sono i dati
necessari per valutare l’effettivo impatto del
programma di emission trading del Regno Unito ai
fini del rispetto degli obiettivi fissati dal protocollo di
Kyoto l’esperimento potrà risultare estremamente
utile per comprendere l’efficacia ed i limiti concreti di
questo tipo di strumenti flessibili.
(Note)
1 Secondo gli accordi di Kyoto l’Europa deve ridurre le proprie emissioni di gas serra dell’8% rispetto ai livelli del 1990 per
il periodo 2008-2012. Ogni Stato membro ha un proprio obiettivo di riduzione delle emissioni, che può essere minore o maggiore
dell’8%, basato sul cosiddetto “Burden Sharing Agreement”.
2
Questo punto risulta particolarmente critico. Infatti il meccanismo di allocazione iniziale (tramite asta oppure senza onere
per le imprese) influenza il benessere relativo degli attori in gioco. Inoltre nel caso di allocazione senza onere per le imprese
i meccanismi di aggiornamento dei limiti di inquinamento imposti influenzano il comportamento delle imprese, per esempio
nel caso di aggiornamento periodico sulla base della produzione nel periodo precedente si influenzano le scelte relative alla
quantità di prodotto delle imprese, mentre nel caso di allocazione iniziale dei permessi senza aggiornamento periodico non
vi sono tali elementi distorsivi.
numero 45
20
27 maggio 2002
MERGERS & ACQUISITIONS
M&A in Europa
Secondo l’agenzia Reuters, l’energy company
tedesca EnBW starebbe per acquisire il controllo del
fornitore tedesco di gas GVS, che opera nelle regioni
del sud. EnBW, insieme al gruppo italiano ENI,
sarebbe disposto a sborsare fino a 400 milioni di euro
per ottenere il 66% di GVS, sfruttando così una delle
rare occasioni di entrare nel mercato tedesco del gas.
dell’operazione ammontano a circa 95.7 milioni di
euro e in tal modo E.ON, che possedeva già
partecipazioni nella società ungherese, prende il
controllo della stessa, anche se l’accordo è ora
sottoposto all’approvazione del governo e delle
autorità antitrust competenti. Edasz Rt è il secondo
maggiore fornitore in Ungheria, coprendo più di un
quinto del mercato ungherese di elettricità e
riscaldamento.
Germania/Italia
Slovacchia
La Commissione Europea ha dato il via libera
all’acquisizione del 25% della società elettrica italiana
Elettra da parte del gruppo tedesco RWE, il quale ora
gestirà la società insieme al gruppo Lucchini.
Le autorità slovacche hanno approvato la vendita del
49% delle azioni delle tre aziende fornitrici di elettricità
e gas alle utility E.ON, RWE e Edf. La prima pagherà
330 milioni di euro per Zapadoslovenska Energetika,
la seconda 130 milioni di euro per Vychoslovenska
Energetika e la terza 158 milioni di euro per
Stredoslovenska Energetika. Le operazioni di vendita
si completeranno nei prossimi tre mesi.
Germania
Germania/Repubblica Ceca
La compagnia tedesca RWE ha ottenuto il via libera
dall’autorità ceca della concorrenza per acquisire
Transgas e altri 8 distributori regionali di gas, nel
rispetto di alcune condizioni vincolanti poste
dall’autorità. Il 17 dicembre scorso il gigante tedesco
aveva vinto l’asta per la privatizzazione del monopolista
ceco del settore del gas. Per ottenere il 97% di
Transgas, come pure dal 46% al 58% degli 8
distributori regionali messi in vendita, RWE ha accettato
di sborsare 4.1 miliardi di euro.L’operazione permette
a RWE Gas di accedere alle riserve di gas in Russia
grazie ai già esistenti accordi con il maggiore esportatore
russo di gas, Gazprom.
Germania/UK
La Commissione Europea ha dato il via libera
all’acquisizione dell’energy company inglese Innogy
(vedi il Focus sul mercato elettrico in UK) da parte del
colosso tedesco RWE, al quale non manca altro che
l’approvazione degli azionisti per concludere l’affare.
Germania/Francia/Ungheria
Edf ha raggiunto un accordo con la tedesca E.ON per
cui quest’ultima acquisterà la quota di Edf nella società
elettrica ungherese Edasz Rt, pari al 27.7%. Le cifre
numero 45
21
UK
La Commissione europea ha nei giorni scorsi
autorizzato il gruppo petrolifero anglo-olandese Royal
Dutch/Shell ad acquistare il gruppo petrolifero
britannico Enterprise Oil, giudicando questa
operazione non lesiva della concorrenza in nessuno
dei settori interessati. Il secondo gruppo petrolifero
mondiale aveva offerto lo scorso 2 aprile 7.25 sterline
per ogni azione Enterprise Oil e si accollava 800
milioni di sterline di debiti, per un importo totale
dell’operazione di 7 miliardi di euro. Questa
acquisizione aumenterà la sua produzione di idrocarburi
del 6% e le sue riserve di 1.5 milioni di barili.
UK/Germania
TXU Europe ha comprato il 74.9% di BVAG, la
multi-utility tedesca di Braunschweig per 439 milioni
di euro. La municipalizzata tedesca vende elettricità a
210,000 utenti finali nella regione di Braunschweig;
l’operazione farebbe salire il numero dei clienti finali di
TXU Europe in Germania a 650,000. L’accordo, se
approvato dalle autorità competenti, avrà effetto a
partire dal primo luglio.
27 maggio 2002
Focus: Il mercato elettrico inglese
e British Nuclear Fuels (BNFL) e utilizzati soprattutto
per l’esportazione in Inghilterra e Galles. Infine, nel
mercato del retailing, sono operanti attualmente 10
società.
Uno sguardo all’industria elettrica in UK
A più di dieci anni dall’inizio del processo di
privatizzazione e liberalizzazione, il settore elettrico
inglese appare oggi altamente competitivo e in continua
evoluzione. L’ondata di privatizzazione delle aziende
elettriche pubbliche è avvenuta in diverse fasi e non è
stata omogenea nei vari Stati del Regno Unito.
Irlanda del Nord
Le dimensioni geografiche dell’area considerata
caratterizzano il settore elettrico nordirlandese: 4
centrali elettriche per una potenza totale di 2,082
MW, 1.6 milioni di abitanti e 690,000 clienti finali,
network completamente isolato dal resto del Regno
fino al 1995.
Con la direttiva europea dell’elettricità, una nuova
holding è nata dall’incumbent Nord Ireland Electricity
(NIE) che gestisce le attività non regolamentate: Viridian
Group.
Oggi NIE gestisce la rete e ha la responsabilità di
approvvigionamento di elettricità dai generatori,
attraverso le cosiddette Power Procurement
Business che la rivendono ai fornitori finali (tra cui NIE
Supply). Il mercato libero sta crescendo grazie
all’abbassamento delle soglie di eleggibilità per gli
utenti finali2 (720 in totale) e oggi conte per il 35% dei
volumi del totale mentre NIE Supply copre il rimanente
35% del mercato (cioè, quello vincolato).
Inghilterra e Galles
La fase della generazione elettrica vede oggi la presenza
di oltre 30 maggiori produttori con forte riduzione
delle quote di mercato degli incumbent (vedi Tabella
1). Il parco di generazione utilizza un mix di combustibili
abbastanza equilibrato: carbone il 34%, gas il 35%,
nucleare il 15%, petrolio il 4%, rinnovabili e pompaggi
il 7%, altro il 5%. Con l’introduzione dei NETA,
l’elettricità viene venduta tramite contratti bilaterali e
power exchanges indipendenti e i programmi di
immissione e prelievo vengono notificati al manager
della rete, National Grid. Con la legislazione
dell’Utilities Act 2000, la distribuzione resta un’attività
monopolistica su concessione. Sono state individuate
12 aree in cui operano i Distribution Network
Operators (DNOs) che devono garantire l’accesso
non discriminatorio di ogni supplier o utente che ne
faccia richiesta. Molti produttori sono anche attivi
nella fase della distribuzione e vendita dell’elettricità
(vedi tabella 2).
Proprietà e consolidamento nella generazione
elettrica
Scozia
La struttura integrata dell’industria elettrica in Scozia
resiste anche dopo i processi di privatizzazione. Due
società, ScottishPower (SP) e Scottish and Southern
Energy (SSE, quest’ultima formatasi dalla fusione di
Scottish Hydro Electric e Southern Electric) dominano
tutte le fasi della filiera produttiva dalla generazione
alla vendita. La terza società operante in Scozia è
British Energy1 , che è obbligata per contratto a vendere
tutta l’energia nucleare da lei prodotto alle due società
scozzesi fino al 2005 (vedi Tabella 1).
La rete scozzese è interconnessa a quella inglese della
National Grid via 1,600 MW, suddivisi tra SP, SSE
numero 45
22
La proprietà degli impianti di generazione ha visto
numerosi cambiamenti dagli anni delle privatizzazioni
che sono stati il risultato delle dismissioni volontarie o
imposte per legge, dell’entrata di nuovi operatori e
delle nuove strategie di business (ad es. le strategie
“multi-utility”). La Tabella 1 fotografa la situazione
attuale del mercato della generazione elettrica nel
Regno Unito.
Nel 1990 gli impianti a carbone e a petrolio situati in
Inghilterra e Galles furono divisi in due società di
generazione: National Power e Powergen. Lo stesso
avvenne in Scozia dove ScottishPower ebbe gli
impianti a combustibili fossili eScottich Hydro Electric
quelli idroelettrici. Le centrali nucleari furono affidate
a due società statali, Nuclear Electric (in Inghilterra e
27 maggio 2002
Tabella 1 - Ownership della generazione elettrica in UK
Proprietà
publicly quoted
Società sussidiarie
BNFL Magnox Generation
Descrizione
capacità di generazione installata pari a
3,002 MW, 4% del totale in UK, 4.4% della
produzione totale UK (15.3 TWh).
British Energy plc
publicly quoted*
9,600 MW, 12% del totale UK.
Edison Mission Energy
Edison International
GPU Power UK
GPU International
Innogy Holdings
publicly quoted, in
RWE's takeover
British Energy Generaton Ltd (ex
Nuclear Electric and ex Scottish
Electric);
First Hydro (pompaggi) + altri
impianti
Midlands Power International
(MPI)
National Wind Power, Innogy
Hydro
International Power
publicly quoted
London Eletricity Group
Holdings (Le Group)
Edf International
London Power Company
3,000 MW, 4.4% del totale UK, 3.9% in
E&W. Output: 4.5% in E&W e 3.8% del
totale UK.
Powergen
publicly quoted, in
E.On's takeover
Powergen Renewables,
Powergen CHP, Powergen UK
8,136 MW, 12.1% del totale E&W e 10.3%
del totale UK. Output: 10.6% in E&W.
Scottish and Southern
Energy (SSE)
publicly quoted
Scottish Hydro-Electric, Southern capacità di generazione installata pari a
Electric
5,591 MW (di cui 2,888 MW in Scozia), 7%
del totale UK. La produzione elettrica è pari
al 5.2% del totale UK.
ScottishPower
publicly quoted**
Scottish Power Generation Ltd
Western Power
Distribution
Mirant Corp. (49%),
PP&L Global Inc.
(51%)
TXU Europe
TU Acquisitions plc
British Nuclear Fuel
(BNFL) plc
4,772 MW, 6% del totale UK.
0.74% della capacità di generazione e
0.99% dell'output in England&Wales.
8,703 MW, 11.1% del totale UK, 12.8% in
E&W. Output: 24.7 TWh, 7% in UK e 8% in
E&W.
1,500 MW, 1.9% del totale UK e 0.3 in
E&W. Output: 1% del totale in E&W.
totale 5,815 MW di cui 4,100 MW in Scozia
e 1,715 MW in Inghilterra e Galles. 7.3% del
totale UK.
capacità di generazione installata pari a 316
MW, 0.4% del toale UK.
TXU Europe Power
totale 5,061 MW, pari al 4.5% in E&W e
6.4% in UK. Output: 3.4% in E&W.
*Il Secretary of State for Trade and Industry possiede una quota di "golden share", azioni che non hanno diritto di voto; fu
itrodotto
periodo
liberalizzazioni
affinchè
lo Stato mantenesse qualche controllo nel settore.
** Goldennel
share
per ildelle
Secretary
of State for
Scotland.
Galles) e Scottish Nuclear Eletric. Nel 1996, la
ristrutturazione del settore nucleare portò alla nascita
di due nuovi soggetti: BNFL Magnox Generation
e Britsh Energy (in cui sono confluiti gli impianti
nucleari scozzesi). Il primo generatore indipendente
fu Eastern Group (oggi TXU Europe), che grazie alla
costruzione di nuovi impianti basati sulla tecnologia
CCGT e alla dismissione imposta a National Power
e Powergen, raggiunse nel 1996 7 GW di capacità,
divenendo il quarto generatore3 . Poi fu la volta di
Edison Mission Energy che comprò gli impianti di
pompaggio da National Power e poi fecero il loro
ingresso AES, Enron, Entergy e altri. Nel 1999, le
autorità inglesi imposero nuove dismissioni di centrali
numero 45
23
a National Power e Powergen come condizione per
potersi espandere nel mercato del retailing (con
l’acquisizione delle attività di supplying delle RECs).
Nell’agosto 2000, National Power si scindeva in
Innogy, che avrebbe gestito quasi tutte le centrali
UK, e International Power che avrebbe sviluppato
il business internazionale. Edf, il monopolista statale
francese, proprietario di London Electricity Group
(LEG), ha espanso il suo parco di generazione inglese
negli ultimi due anni divenendo uno dei maggiori
operatori con circa 5 GW di capacità. Interessante è
stata l’evoluzione di TXU Europe, che da semplice
produttore di elettricità si è trasformato energy
merchant, che ottiene capacità attraverso contratti,
27 maggio 2002
gestisce impianti e ha accesso alle centrali senza
necessariamente esserne proprietario: così si spiega
la vendita degli asset di distribuzione alla sussidiaria
francese di Edf Le Group che ha creato EPN
Distribution, acquisendo anche il restante 50% di
24Seven, la joint venture con TXU Europe per la
gestione delle reti. Tuttavia, non mancano anche casi
in cui la strategia opposta, cioè quella di concentrazione
nella generazione e nella proprietà degli assets, si
rivela di gran successo, come in International Power.
Il cambiamento delle forze del mercato - declino
rapido dei prezzi all’ingrosso del vecchio Pool,
l’ulteriore discesa dei prezzi dopo l’introduzione dei
NETA e l’aumento del prezzo del gas - ha spinto a
nuove dismissioni volontarie di impianti: Edison Mission
Energy ha venduto impianti a carbone aSEEBOARD
mentre Entergy alla americana Calpine.
In Scozia, al contrario, la situazione non è molto
diversa rispetto ad un decennio fa. British Energy,
Scottish and Southern Energy e ScottishPower restano
i maggiori generatori della regione; lo stesso si può
dire del Nord Irlanda, dove restrizioni regolatorie
hanno impedito l’ingresso di nuovi attori nel mercato.
Proprietà e consolidamento nella distribuzione
e vendita di elettricità
Gas che è divenuto uno dei più importanti supplier di
elettricità oppure quelle degli ex-PESs che hanno fatto
il loro ingresso nel mercato del gas.
La Tabella 2 ci mostra i maggiori retailers e traders
del settore elettrico in UK. La prima scalata è stata
compiuta da ScottishPower su Manweb nel 1995,
poi la fusione tra Scottish Hydro Electric e Southern
Electric in SSE nel 1998, il takeover di LEG sulla
sussidiaria di SWEB per il supply business. Negli
ultimi anni assistiamo a fenomeni di integrazione tra
generazione e vendita: la caduta dei prezzi all’ingrosso
non remunera a sufficienza gli investimenti in centrali e
i produttori cercano di diversificare le attività per
ottenere maggiori margini. Powergen ha comprato
East Midlands Electricity nel 1998, mentre National
Power (ora Innogy) ha comprato il supply business di
Midlands Electricity come abbiamo già detto; British
Energy ha acquisito il supply business di SWALEC,
un ex-PES, venduto un anno dopo a SSE. Dalla
scissione di National Power, Innogy ha attuato una
strategia di espansione nel segmento della fornitura,
acquisendo il supply business di Yorkshire Power
Group nel febbraio del 2001 e di Northen Electric nel
novembre 2001. Degli ex-PES, ne rimane solo uno,
SEEBOARD, di American Electric Power.
Distribution business
Anche questo settore è stato coinvolto da fenomeni di
consolidamento, alla ricerca di potenziali benefici
Con la privatizzazione del 1990, i vecchi monopolisti derivanti da economie di scala, riduzione dei costi e
(i cosiddetti “Boards”) furono rimpiazzati da 14Public maggiora efficienza gestionale. Molti ex-Pes hanno
Electricity Suppliers (PESs), che avevano l’obbligo venduto il loro supply business per concentrarsi sulla
di gestire le reti di distribuzione e di fornire i clienti finali distribuzione: SWEB, dopo la vendita del suo ramo di
su concessione senza però modificare in sostanza supply business, ha formato una distribution
l’antico regime. Dodici anni dopo le cose sono cambiate: company, Western Power Distribution, che si è
la distribuzione resta un monopolio locale ma viene ampliata nel 2000 con l’acquisto degli assets di
separata dalle attività di vendita grazie alla riforma SWALEC; Midlands Electricity, dopo aver venduto
dell’Utilities Act 2000: è il caso di Midlands il suo supply business, ha dato vita a GPU Power UK,
Electricity, divisa in GPU Power UK (ora Aquila come abbiamo già visto. London Electricity e TXU
Networks) che gestisce la rete e npower (ora di Europe hanno costituito una joint-venture, 24Seven,
Innogy) che eredita il supply business4 . Operazioni di per la sola gestione delle loro reti di distribuzione. Nel
fusioni ed acquisizioni sono state viste da molte società novembre scorso, TXU Europe ha annunciato la
come un mezzo per essere più competitivi: oggi sono vendita dei suoi assets di distribuzione e la restante
solo sette i maggiori gruppi che operano nel business quota in 24seven a London Electricity (in sostanza
del retailing nati da M&A con gli ex-PESs e non Edf): l’operazione è stata approvata dalle autorità
mancano strategie multi-utility come quelle di British competenti nel gennaio di quest’anno. Innogy ha
Supply business
numero 45
24
27 maggio 2002
comprato da Northen Electric il suo supply business
e in cambio ha venduto la sua quota (94.5%) nel
distribution business del Yorkshire Power Group:
ora Northen Electric possiede due reti di distribuzione.
Come per la vendita, anche la distribuzione vedrà nei
prossimi anni fenomeni di concentrazione, di swap dei
business che porteranno fuori scena sempre più
operatori.
Inserisci tab. “M&A Aprile - UK electricity Mkt”.xls,
foglio “Distribution&supply”.
L’invasione tedesca di E.ON e RWE
I due colossi tedeschi E.ON e RWE (vedi Newsletter
n.42) stanno per entrare nel mercato inglese attraverso
l’acquisizione di due importanti operatori, Powergen
e Innogy rispettivamente. Il primo a muoversi è stato
E.ON, che nel gennaio dello scorso anno aveva fatto
la prima offerta che è stata resa finale nell’aprile
successivo (15.3 miliardi di euro). Il via libera della
Commissione Europea è arrivato a dicembre per
E.ON ma sono necessarie ancora altre autorizzazioni:
l’intera operazione, che è stata votata a favore dagli
azionisti della società il 19 aprile scorso, dovrebbe
essere definitivamente conclusa entro questo mese. In
questi giorni la Commissione UE ha dato la sua
approvazione per RWE, cui manca solo la votazione
finale degli azionisti della società.
RWE verserà una cifra complessiva di circa 5.2
miliardi di sterline (di cui 2.1 per debiti societari),
pagando per ogni azione un premio significativo (circa
il 36% in più rispetto alla quotazione media mensile).
Sebbene vi sia chi sostiene che il prezzo pagato sia
troppo alto, RWE ha potuto permettersi questa
operazione; inoltre RWE possiede già alcuni assets in
UK, l’utility dell’acqua Thames Water, e con
l’acquisizione di Innogy, RWE diventerà il più grande
fornitore britannico di acqua e energia.
L’invasione tedesca in UK (così come quella di Edf
attraverso Le Group) è stata soprattutto favorita dal
fatto che in Germania il processo di liberalizzazione
del settore elettrico non è stato così incisivo come in
Gran Bretagna, dove numerose sono state misure
(come le dismissioni di impianti) imposte agli exmonopolisti al fine di introdurre pluralità di attori e
maggiore concorrenza nelle fasi produttive liberalizzate.
L’asimmetria del grado di apertura e di concorrenza
nel mercato elettrico tra Germania e UK ha favorito
E.ON e RWE che hanno potuto investire le loro
rendite in operazioni di M&A in tutta Europa.
(Note)
1 British Energy è una società a controllo statale appositamente creata dopo le privatizzazioni con il compito di gestire le
centrali nucleari degli ex-monopolisti
Central Electricity Generating Board (CEGB) in Inghilterra e Galles e South of Scotland Electricity Board (SSEB) in Scozia.
2
Le attuali soglie: una domanda massima superiore a 1 MW oppure un consumo annuo non inferiore a 0.79 GWh.
3
Le Regional Electricity Companies (RECs) partecipavano in joint-venture per la costruzione di nuovi impianti ma esse erano
soggette ad un tetto del 15% della propria domanda da soddisfare con la propria generazione. Eastern ottenne un
rilassamento di tale restrizione regolatoria.
4
Di queste ultime settimane è il via libera all’operazione di acquisto, da parte dell’americana Aquilia Inc (ex UtiliCorp Inc)
del 79.9% di Avon Energy Partenrs, la hoding di Midlands Electricity (poi GPU Power UK), da FirstEnergy il quale mantiene
il 20.1%. Ora GPU Power UK è diventata Aquila Networks.
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25
27 maggio 2002
numero 45
26
publicly quoted, in RWE's
takeover
Edf International
Innogy Holdings
London Eletricity Group
Holdings (Le Group)
M&AT Innogy
npower, npower Yorkshire e
npower Northern
SEEBOARD Energy
British Gas
BEPET Ltd
Retailing/Supply
Aquilia Networks plc
(GPU Power UK, that is
ex-Midlands Electricity
distribution business)
Aquila Networks (ex Midlands Electricity)
distribuisce elettricità a 2.3 milioni di clienti finali.
EPN distribuisce circa 30 TWh a 3.2 milioni di clienti
finali serviti su 90,000 km di reti nella East Anglia e
Nothern London. LPN distribuisce circa 20 TWh a
2.3 milioni di utenti connessi alla rete. LE vende
elettricità a circa 3 milioni di clienti in UK.
M&AT Innogy fattura più di 200 TWh all'anno, le
società npower servono 4.7 milioni di clienti serviti
pari a 75 TWh all'anno
SEEBOARD Power Networks distribuisce elettricità
a 2.1 milioni di utenti su una rete di 45,000 km.
Vende elettricità a più di 5 milioni di utenti finali.
BEPET fattura 70 TWh circa per anno (in trading e
supplying)
Descrizione
Aquila Inc (ex UtiliCorp
Avon Energy Partners Aquila Energy Limited
United Inc)
Holdings
*Il Secretary of State for Trade and Industry possiede una quota di "golden share", azioni che non hanno diritto di voto; fu itrodotto nel periodo delle liberalizzazioni affinchè lo Stato
mantenesse qualche controllo nel settore.
**24seven è una joint-venture tra London Electrictiy Group, che controlla LPN e LE, e TXU Europe group che fornisce servizi di network asset management a molti Distribution Network
Owners, tra cui LPN e Eastern.
Aquila Inc (79.9%),
FirstEnergy Inc (20.1%)
American Electric Power SEEBOARD Power
Co. Inc (AEP)
Networks
SEEBOARD plc
Avon Energy Partners
Holdings
Centrica
British Gas
British Energy Power
and Energy Trading
(BEPET) Ltd
Trading
London Power
Energy Purchasing and London Electricity (LE) plc,
Networks (LPN), EPN Risk Management
SWEB e Virgin Energy (75%)
Distribution Ltd (ex TXU
Europe's distribution
assets), London
Electricity Services
(private network),
24Seven**
publicly quoted*
Distribuzione elettrica
British Energy plc
Proprietà
Tabella 2 - Ownership e descrizione della distribuzione e fornitura di elettricità in UK
27 maggio 2002
numero 45
NIE Distribution
27
Hinnogy Holdings
publicly quoted
TU Acquisitions plc
Yorkshire Power Group
United Utilities
TXU Europe
TXU Europe Energy
Trading
Power Procurement
Trading
TXU Energi
npower Yorkshire
Scottish Power Energy Retail
Ltd
SSE Energy Supply Ltd,
Southern Electric, Scottish
Hydro-Electric e SWALEC (in
Galles)
Powergen
NIE Energy
Retailing/Supply
Distribuisce elettricità a più di 2 milioni di utenti nel
North West
Eastern distribuisce elettricità a 3,4 milioni di clienti.
TXU Energi vende elettricità a 5.5 milioni di clienti
finali mentre TXU Energy Trading ha scambiato 308
TWh.
vedi Innogy Holdings
1.4 milione di clienti serviti in southwest England
and 1 milione in South Wales.
Manweb possiede e gestisce 44,000 km di reti che
servono circa 1.4 milioni di utenti. SP Distribution
serve invece 700,000 utenti.
S+S distribuisce elettricità attraverso una rete di
oltre 120,000 km a circa 670,000 clienti allacciati.
Le sue sussidiarie vendono elettrictià a quasi 3.8
milioni di utenti finali.
East Midland Electricity distribuisce elettrictià a 2.5
milioni di utenti serviti attraverso 68,000 km di rete
Serve elettricità a 688,000 utenti finali
Con una rete di 43,000 km e 1.5 milioni di utenti
connessi, vende elettricità a più di 3.6 milioni di
utenti.
Descrizione
*Il Secretary of State for Trade and Industry possiede una quota di "golden share", azioni che non hanno diritto di voto; fu itrodotto nel periodo delle liberalizzazioni affinchè lo Stato
mantenesse qualche controllo nel settore.
NORWEB Distribution
business
Eastern (managed by
24seven)
Mirant Corp. (49%), PP&L ex SWEB and
Global Inc. (51%)
SWALEC Distribution
business
Western Power
Distribution
SP Distribution Ltd (in
Scozia), Manweb plc
SSE Power Distribution
Ltd (S+S)
publicly quoted*
publicly quoted
ScottishPower
Scottish and Southern
Energy (SSE)
Viridian Group
Northern Ireland
Electricity (NIE)
Powergen
Northern Electric
Distribution NEDL e
Yorkshire Electricity
Distribution YEDL
(94.75%)
Distribuzione elettrica
publicly quoted, in E.On's East Midlands
takeover
Electricity
CE Electric UK plc
(MidAmerican Energy
Holdings Co.)
Northern Electric plc
Proprietà
- segue - Tabella 2 - Ownership e descrizione della distribuzione e fornitura di elettricità in UK
27 maggio 2002
L'ANDAMENTO DEL CT
Prezzo dell’energia: le attese del mercato
Il prezzo dell’energia: delibera AEEG 69/02
Con la delibera 69/02 del 23 aprile scorso, l’Autorità
per l’Energia Elettrica e il Gas ha provveduto ad
aggiornare i parametri e le componenti della tariffa
elettrica per il terzo bimestre 2002: la variazione, in
aumento, registrata dal costo unitario riconosciuto dei
combustibili fossili (Vt), determinato sulla base del
prezzo medio del paniere di combustibili fossili sui
mercati internazionali, ha superato la soglia del 2%.
Come anticipato nel n.44 della “Newsletter Energia”,
il Vt è pertanto passato da 1.555 a 1.611 €cents/
Mcal, mentre il Ct (costo unitario variabile riconosciuto
per la generazione termoelettrica) è salito da 3.514 a
3.641 €cents/kWh, mettendo a segno un incremento
del 3.6%. Si tratta della prima variazione positiva
della componente variabile della tariffa elettrica dal
secondo bimestre 2001.
L’incremento del Ct risente dell’andamento nel
quadrimestre di riferimento (dicembre 2001 - marzo
2002) delle quotazioni internazionali dei greggi e degli
oli combustibili utilizzati per la produzione di elettricità:
sulla scia del Brent, i prezzi dei prodotti petroliferi
sono infatti rincarati, nonostante il lieve deprezzamento
dell’euro nei confronti del dollaro (-2% circa, da 0.89
a 0.88 US$/€).
Sulla base del nuovo valore del parametro Ct, inoltre,
il prezzo medio stimato dell’energia elettrica
all’ingrosso è aumentato del 2.3%: il PG, infatti, è
stato fissato a 5.698 €cents/kWh, rispetto ai 5.571
del bimestre precedente.
In vista del prossimo aggiornamento che l’Autorità
varerà alla fine del mese di giugno per il quarto
bimestre 2002, passiamo ora a commentare
l’andamento delle quotazioni sui mercati internazionali
dei combustibili fossili e del cambio €/US$: i valori di
riferimento sono costituiti dalle quotazioni del periodo
febbraio - maggio 2002.
numero 45
28
L’andamento recente delle quotazioni
internazionali: Brent e altri greggi
La ripresa delle quotazioni internazionali del greggio e
dei suoi derivati iniziata lo scorso mese di gennaio non
mostra cenni di cedimento: i prezzi spot del Brent
(Crude - Physical Delivery, fob US$/bbl.), varietà di
riferimento per i greggi che arrivano sul mercato
europeo, si sono infatti assestati sui 25.6 US$/bbl
nella media di aprile. Pertanto, rispetto ai livelli di
febbraio (20.1 US$/bbl) l’incremento ammonta circa
al 27%. Per le cause alla base di tali rialzi dei prezzi,
si rimanda al numero 44 della “Newsletter Energia”.
Le varietà di greggio utilizzate per l’indicizzazione del
Ct, trainate dall’andamento del Brent, hanno registrato
una consistente accelerazione: rispetto al livello di
febbraio, infatti, ad aprile la media ponderata dei
prezzi Fob breakeven (espresso in US$/bbl) ha messo
a segno un incremento nell’ordine del 38%.
I dati disponibili per i primi venti giorni di maggio
confermano un ulteriore lieve rafforzamento delle
quotazioni in dollari del Brent, in aumento rispetto ai
livelli di aprile dell’1.5%. Tale rialzo è stato inoltre
accompagnato da un pronunciato rafforzamento del
tasso di cambio dell’euro, giunto a 0.91 US$/€
rispetto allo 0.89 di aprile. Si segnala, infine, la
decisione irachena di estendere per altri sei mesi il
programma umanitario oil for food promosso dall’Onu,
in scadenza il prossimo 29 maggio: in prospettiva,
nella seconda parte dell’anno si renderà pertanto
disponibile un maggior volume di greggio.
Oli combustibili
Sul fronte degli oli combustibili, l’andamento delle
quotazioni nel periodo di riferimento si è mantenuto in
linea con quello del Brent, evidenziando un’evidente
tendenza al rialzo: il prezzo medio mensile Cif del Btz
1% Fuel Oil Cargoes, quotato sul mercato europeo
occidentale, con base ad Amsterdam, Rotterdam e
Anversa, ha infatti registrato ad aprile un incremento
27 maggio 2002
nell’ordine del 30% rispetto ai livelli di febbraio,
mentre quello dell’ Stz Fuel Oil (No. 6, 0.3% S,
LoPr), quotato a New York, è aumentato nello stesso
periodo del 38%.
Tuttavia, i dati disponibili per le prime tre settimane del
mese di maggio mostrano una sostanziale stabilità per
i prezzi (US$/bbl) del Btz e soltanto un lieve rialzo per
quelli (US$/MT) dell’Stz, (3% circa).
Tab.1 - Stima del Ct: luglio-agosto 2002
Variazioni % nella media del periodo di riferimento
(feb.02 - mag.02) /
(dic.01 - mar.02)
Periodo di riferimento
Variazione %
Combustibili fossili in dollari:
(1)
10.3
STZ(2)
15.3
BTZ
Pfob Carbone(3)
-6.1
(4)
20.9
Greggi
Cambio €/US$ (5)
I carboni
A differenza degli altri combustibili, le quotazioni
internazionali dei carboni sono state contrassegnate
da tendenze lievemente ribassiste: da febbraio ad
aprile, il prezzo medio ponderato Fob del carbone ha
infatti registrato una debole flessione (-2%), su cui ha
inciso la sostanziale stabilità dell’indice medio Fob
USA.
I dati disponibili per il mese di maggio rivelano invece
un cambiamento di tendenza, seppur non
particolarmente significativo, evidenziando un rincaro
dell’1.5%.
Indice oli
9.1
Indice carbone
-4.5
Indice gas naturale
Costo unitario riconosciuto (V t ,C t )
12.5
(1)
8.6
Olio combustibile a basso tenore di zolfo (1%);
calcolato su medie mensili quotazioni SPOT giornaliere Cif Nwe
(2)
Olio combustibile a bassissimo tenore di zolfo (0.3%);
calcolato su medie mensili quotazioni SPOT giornaliere Cif NY
(3)
Calcolato su medie ponderate di quotazioni mensili di prezzi FOB
di un paniere di 7 carboni
(4)
Calcolato su medie ponderate di quotazioni mensili di un paniere di 4 greggi:
Arabian Light, Iranian Light, Saharan Blend, Zuetina.
(5)
Calcolato su medie mensili. Fonte: Uic
Infine, sulla base dell’aumento del Ct, anche il prezzo
medio stimato dell’energia elettrica all’ingrosso
registrerà una variazione positiva: il PG, passando da
5.698 a 6.010 €cents/kWh, metterà infatti a segno un
incremento del 5.5%.
Il prezzo dell’energia elettrica: quarto bimestre
2002
Per il quarto bimestre 2002 le nostre stime prevedono
un incremento del 12.5% dell’indice dei prezzi in euro
del gas (vedi Tabella 1), calcolato sulla base della
media ponderata delle quotazioni mensili del Btz e dei
quattro greggi inclusi nel paniere di riferimento. Per
l’indice dei prezzi in euro degli oli combustibili,
calcolato a partire dalla media ponderata delle
quotazioni mensili del Btz e dell’Stz, stimiamo un
aumento pari al 9.1%. Per l’indice dei prezzi in euro
del carbone, ottenuto come media ponderata delle
quotazioni mensili dei prezzi Fob dei sette carboni
rilevanti, stimiamo, invece, una flessione del 4.5%.
Nel complesso, per il bimestre luglio-agosto 2002 il
costo unitario variabile riconosciuto subirà un aumento
rispetto al bimestre precedente dell’8.6%: il Vt salirà
pertanto da 1.611 a 1.749 €cents/Mcal, mentre il Ct
passerà da 3.641 a 3.953 €cents/kWh. Si tratta del
maggiore aumento dal novembre 2000: tale variazione
incorpora quotazioni medie del petrolio di 24 US$/
bbl.
numero 45
0.8
Indici di mercato in euro
Le attese del mercato per i successivi bimestri
del 2002
Come si può osservare nella Figura 1, per il quinto
bimestre 2002 la curva dei prezzi future del Brent e
il forward del tasso di cambio dell’€/US$ inducono
a stimare un ulteriore aumento del parametro, pari al
4.6%: pertanto, il Vt passerà da 1.749 a 1.830
€cents/kWh, mentre il Ct da 3.953 a 4.136 €cents/
kWh. Il PG salirà invece a 6.193 €cents/kWh,
rispetto ai 6.010 del bimestre precedente (3%).
Sulla base delle informazioni contenute nelle quotazioni
a scadenza dei derivati finanziari sul cambio e sul
greggio, per l’ultimo bimestre 2002 prevediamo invece
una variazione negativa dei prezzi dell’energia (Figura
2): il Vt e il Ct subiranno infatti una diminuzione del
2.3%, mentre il PG scenderà dell’1.6%.
29
27 maggio 2002
Come si può notare, il nostro scenario previsivo è Le prospettive di rafforzamento dell’euro rispetto al
stato adeguato alla luce dei cambiamenti recentemente dollaro spiegano dunque la discesa dei prezzi prevista
intervenuti sui mercati del greggio e dei cambi: le stime per il sesto bimestre 2002.
risentono dell’apprezzamento dell’euro sul dollaro.
Fig. 1 - Le esogene della previsione
Prezzo del Brent in euro
40
35
30
25
20
00
a
l
o
01
a
l
o
02
a
l
o
Fonte: Consuntivi UIC-cambio, Datastream-Brent Crude-Phisical Del. Previsioni elaborate a partire dai prezzi a termine del
Brent-IPE e dei prezzi forward del tasso di cambio del 22/05/02.
Fig. 2 - La previsione del Ct
eurocents/kWh
Var. %
5.5
20
4.5
10
3.5
0
8.2
2.5
-3.7
-12.9
0.0
m
m
l
0.0
-5.2
-9.1
-5.5
3.6
8.6
n
02
m
m
l
4.6
-2.3
1.5
-10
-20
01
s
s
n
Fonte: "Osservatorio Energia" - ref.Irs su modello sviluppato per Dalmine Energie. Previsioni elaborate a partire dai prezzi a
termine del Brent-IPE e dei forward del tasso di cambio del 20/05/2002.
numero 45
30
27 maggio 2002
CONGIUNTURA
ECONOMIA ED ELETTRICITA'
Produzione industriale in affanno nel primo trimestre
Dalla domanda di energia alle stime in tempo
reale
L’andamento della produzione industriale nel corso
del primo trimestre del 2002 si è rivelata meno vivace
di quanto previsto. In base ai dati Istat, infatti, nei primi
tre mesi dell’anno l’attività produttiva è cresciuta solo
di 0.2 punti percentuali rispetto al trimestre precedente,
durante il quale, peraltro, si è toccato il minimo. Per
effetto del trascinamento sui dati del rallentamento del
2001, i volumi mediamente prodotti si contraggono
nel primo trimestre del 3.4 per cento anno su anno.
Secondo le stime che ref. elabora a partire dai dati di
consumi elettrici, ad aprile l’attività industriale subisce
un’altra battuta d’arresto (-0.8 rispetto a marzo), a
causa soprattutto dello sciopero generale del 16 e del
ponte seguito alla festività del 25, seguita da un
rimbalzo stimato a maggio (+2.1 mese su mese del
dato destagionalizzato). Nonostante tale accelerazione,
la produzione media giornaliera continua a contrarsi (0.6 per cento di variazione tendenziale).
Sebbene i beni d’investimento siano quelli che nel
primo trimestre hanno mantenuto un andamento
congiunturale più regolare, sostanzialmente piatto, la
loro contrazione rispetto al primo trimestre del 2001
continua ad essere la più grave, mentre la flessione dei
beni di consumo e di quelli intermedi è più contenuta.
In maggior dettaglio, la produzione industriale a marzo
accelera nel settore del legno (escludendo i mobili), in
quello della gomma e delle materie plastiche, nella
chimica e nel settore degli apparecchi di precisione e
dell’elettronica. Ciononostante, quest’ultimo settore
è quello che mostra la maggiore contrazione dell’attività
nel confronto con il primo trimestre del 2001, seguito
dall’industria della conciatura e dalla produzione di
mezzi di trasporto. I tassi di variazione tendenziale
dell’attività restano positivi solo per l’industria
alimentare e per quella della gomma e delle materie
plastiche.
Fig. 1 - Produzione industriale e consumi
elettrici
produzione industriale, scala sin. (1)
indicatore elettrico ref.
Elettricità in GWh, scala dx (2)
112
820
110
800
108
780
106
760
104
740
102
720
100
700
1999
2000
2001
2002
(1) indice Istat base 1995=100 (2) media giorni lavorativi
Dalle aspettative di produzione alla domanda di
elettricità
Malgrado i primi segnali di ripresa, come mostra
anche il leading indicator ref., l’andamento
dell’economia è stato finora piuttosto lento. Nel primo
trimestre la crescita del Pil è stata dello 0.2 per cento
Fig. 2 - Leading indicator della
produzione industriale
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-50
93
94
95
96
97
98
99
00
01
02
ultimo dato: luglio 2002
numero 45
31
27 maggio 2002
in termini congiunturali, sostenuta dalla domanda interna
e dal recupero delle scorte. La produzione industriale,
come si è visto, è rimasta pressoché stagnante sul
quarto trimestre del 2001, e dopo il rimbalzo stimato
a maggio torna sui livelli post-11 settembre. Benché,
inoltre, le aspettative delle imprese siano positive,
dato che i produttori si attendono un forte incremento
degli ordini tra maggio e luglio e quindi un recupero
della produzione, le prospettive per la domanda sono
meno rosee.
Difatti, dall’ultima survey dell’Isae presso le famiglie
risulta che il clima di fiducia dei consumatori continua
a flettere. In particolare, aumenta il numero di coloro
che si attendono aumenti sostenuti dei prezzi. Una
dinamica dell’inflazione superiore alle previsioni iniziali
minerebbe il potere d’acquisto dei consumatori, che
peraltro si stanno già dimostrando estremamente
prudenti, ad esempio nell’acquisto di nuove auto.
Perdura infatti l’atteggiamento cauto dei consumatori
riguardo le intenzioni di spesa per beni durevoli. Infine,
è da sottolineare come non sia ancora venuto meno il
rischio petrolio, le cui quotazioni sono ancora elevate.
L’andamento non brillante dei consumi è parzialmente
scontato dai produttori di beni di consumo, che non si
aspettano forti incrementi degli ordini, ma piuttosto un
semplice rimbalzo rispetto ai minimi toccati dopo la
crisi dello scorso settembre, e non prevedono quindi
nemmeno accelerazioni dell’attività produttiva.
Anche i produttori di beni d’investimento cominciano
a rivedere le proprie aspettative circa gli ordini futuri,
finora previsti in forte incremento, come la produzione,
scontando la maggior cautela della domanda.
L’inchiesta Isae sugli investimenti evidenzia difatti
come le imprese si mostrino prudenti circa le intenzioni
di investimento. La maggioranza delle imprese, infatti,
ritiene che nel 2002 le spese affrontate saranno in
diminuzione rispetto al 2001. Si riduce la quota di
spesa per investimenti che si intende destinare al
rinnovo di impianti obsoleti, mentre aumenta quella da
dedicare ad altre destinazioni (aumento sicurezza
degli impianti, riduzione emissioni inquinanti, ecc.).
Non vi sono quindi, almeno per ora, spunti per
un’intensa accelerazione di questa componente della
domanda.
La nostra previsione per il 2002, di crescita del Pil
all’1 per cento in media d’anno con una produzione
che recupera soltanto i massimi d’inizio 2001, già
numero 45
32
Fig. 3 - Clima di fiducia dei consumatori
128
126
124
122
120
118
116
114
98
99
00
01
02
dati Isae, indice 1980=100, media mobile di 3 termini
molto prudente rispetto al consenso, si dimostra in
realtà ottimistica sulla base dei dati attuali. Il recupero
necessario nella seconda metà dell’anno dovrebbe
infatti generare un tasso di crescita del secondo
semestre sul primo superiore al 2.5 per cento (oltre 5
per cento su base annua), con una maggiore
accelerazione sul finire dell’anno.
La domanda elettrica per il totale dell’industria ha
mostrato, nel 2001, un andamento in linea con la
crescita del valore aggiunto del settore industriale.
L’industria al suo interno, però, ha fatto registrare
andamenti economici molto differenziati: il valore
aggiunto dell’industria in senso stretto è cresciuta
Fig. 4 - Tendenze degli ordini
b.consumo
b. investimento
b. intermedi
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
92
93
94
95
96
97
98
99
00
01
02
saldi Isae destagionalizzati e perequati
27 maggio 2002
dell’industria si è ridotta di più di quella elettrica.
Infatti, va rilevata anche una sostituzione di altre fonti
(gas in particolare); il totale dei consumi elettrici
industriali ha registrato un modesto incremento dello
0.3 per cento. Il recupero della domanda elettrica ad
uso industriale nei prossimi mesi può contare sul
previsto consolidamento della ripresa a fine anno, ad
esso potrebbe accompagnarsi un riequilibrio tra la
dinamica delle diverse fonti.
dello 0.3 per cento, mentre il settore delle costruzioni
ha registrato tassi di crescita del 4.5 per cento. La
divaricazione tra andamento della domanda elettrica
giornaliera e quello dell’indice della produzione
industriale, come emerge dal grafico, riflette quindi sia
una maggiore dinamicità dell’industria rispetto a quanto
rilevato dall’indice della produzione, che un
cambiamento di peso tra industria in senso stretto e
settore delle costruzioni. Inoltre, l’intensità energetica
Bilancio energetico 2001
La domanda di energia per usi finali nel 2001 (+1.4%) è
cresciuta a tassi appena inferiori a quelli del Pil (1.9%):
l’intensità energetica sugli usi finali è quindi solo
marginalmente scesa rispetto ai livelli dell’anno
precedente, interrompendo una tendenza alla riduzione
anno su anno del fabbisogno energetico per unità di
valore aggiunto. A mantenere relativamente alta la
domanda di energia ha concorso in parte il clima rigido
nel corso dell’inverno, che sta probabilmente alla base
dell’aumento rispetto all’anno precedente della domanda
del residenziale per tutte le fonti.
Il clima ed il rallentamento molto differenziato
settorialmente dell’attività economica hanno dunque
significativamente modificato la composizione per fonti
degli impieghi finali. I dati provvisori relativi al bilancio
energetico per il 2001 consentono di dare con qualche
prima idea.
Fabbisogno energetico per fonti
Solidi
Gas
Petrolio
Elettricità
totale Italia tep/milioni di lire 1995
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1980
1990
1997
2000
2001
l La sottovalutazione dei fabbisogni di gas ha
probabilmente determinato una sostituzione di domanda di gas con elettricità nei settori produttivi. Ne è
derivata, in particolare nell’industria,
un aumento della domanda elettrica e
Tab. 1 - Totale Italia: consumi di energia per fonti
di petrolio a fronte di una riduzione di
(composizione%)
quella di gas.
Totale disponibilità
Consumi finali
agricoltura
Industria
Trasporti
Usi civili
Generazione elettrica
1980
100.0
74.8
1.6
25.8
16.9
21.6
19.7
1990
100.0
75.3
1.9
22.3
21.0
21.2
23.4
1997
100.0
75.0
1.8
21.2
22.6
20.9
23.6
Tab. 2 - Intensità nell'Industria per fonti
(kep per migliaia di euro)
1997
1998
1999
2000
Totale
125.8
119.2 120.7 125.1
Solidi
15.3
16.7
14.9
12.7
Gas
30.2
42.6
49.0
53.0
Petrolio
53.1
28.8
21.7
21.3
Elettricità
57.2
57.6
58.5
57.1
numero 45
2000
100.0
72.5
1.7
21.3
22.4
21.5
23.3
2001
124.6
12.9
51.3
21.7
57.1
33
2001
100.0
72.4
1.8
21.1
22.3
21.8
23.4
l E’ cresciuto il peso sul totale delle
disponibilità della domanda per usi
civili e marginalmente anche della
domanda di combustibili da parte del
settore elettrico.
l Dopo un biennio di forti aumenti,
l’intensità energetica dell’industria è
tornata a ridursi in media nell’anno,
ma anche come conseguenza di effetti di
composizione. Sono risultati più dinamiche (o meno
negative) le performance economiche dei settori
con un fabbisogno energetico per unità di valore
aggiunto inferiori alla media. Il buon andamento
del settore delle costruzioni sta alla base anche
dell’aumento della domanda di prodotti petroliferi
da parte dell’industria, utilizzato nelle macchine
movimento terra.
27 maggio 2002
Le borse elettriche europee: aprile 2002
A partire da questa edizione, la sezione della
Newsletter dedicata ai prezzi dei power exchanges
europei si rinnova ampliando sia il numero dei mercati
elettrici sotto monitoraggio sia la qualità dei dati e delle
informazioni che ogni mese vengono elaborati grazie
anche all’adozione di una nuova veste grafica.
Infatti, abbiamo incluso nella nostra analisi due delle
piattaforme di trading di energia elettrica sviluppatesi
nel Regno Unito dopo l’introduzione dei NETA, al
fine di fornire alcune indicazioni dell’andamento dei
prezzi elettrici per questo Paese che per primo iniziò
la deregulation in questo settore. In particolare,
abbiamo esaminato l’andamento di aprile del United
Kingdom Power Exchange (UK PX), una
piattaforma nata nel maggio 2000 che opera contratti
fisici spot e derivati finanziari per l’elettricità e per cui
sono disponibili i prezzi minimi e massimi dei seguenti
mercati del giorno prima: Half-Hour (HH) Contracts,
Day-Ahead (DA) Contracts e 4 Hours Block (4HB)
Contracts1 . Abbiamo scelto di riportare i dati del
primo di questi mercati poiché è quello più largamente
rilevante dal punto di vista dei volumi contrattati. La
seconda novità riguarda la sede inglese della
multinazionale Automated Power Exchange (APX)
specializzata nell’offerta di servizi di trading,
scheduling e settlment nei mercati all’ingrosso
dell’energia elettrica. Per il momento, L’APX UK
opera solo contrattazioni fisiche (a blocchi di 3 ore) e
prevede in futuro di introdurre un mercato forward sul
prezzo spot dell’elettricità. Anche questa piattaforma
offre i contratti HH DA e 4HB ma non sono disponibili
tutti i dati; per questo motivo, riportiamo i prezzi medi
ponderati e i volumi di tutte le contrattazioni (HH, 4HB
e DA) così come li riporta l’APX UK.
Per quanto riguarda le altre borse elettriche europee,
abbiamo ampliato e migliorato le elaborazioni con
particolare attenzione all’andamento dei prezzi:
graficamente sono riportati solo i prezzi e in particolare
i prezzi medi giornalieri (anche solo per le ore piene)
e il prezzo minimo e massimo giornalieri. In alcuni casi,
come nell’EEX tedesco, abbiamo riportato
l’andamento dei prezzi di chiusura dei Baseload
Block Contracts. Infine, continuiamo a pubblicare le
tabelle riassuntive dei prezzi e dei volumi che però
escludono le borse del Regno Unito per le quali non
disponiamo di dati orari.
OMEL. Continua l’andamento relativamente stabile
della borsa elettrica spagnola in aprile, nonostante i
prezzi sono leggermente cresciuti nella seconda metà
del mese probabilmente a causa delle manutenzioni
programmate di alcune centrali nucleari. Il valore
medio orario è stato di 38.68 euro/MWh (contro i
34.67 euro/MWh del mese precedente, un incremento
dell’11% circa). Rispetto ad aprile 2001, il prezzo
medio orario è aumentato del 90% circa. Per quanto
riguarda i volumi scambiati sull’Omel, la quantità
mensile è diminuita del 4.9% rispetto a marzo scorso.
Omel
Prezzi sul mercato del giorno prima
Media ore piene
Max
Media
Min
50
40
Euro/MWh
Novità nella sezione “Le Borse elettriche
europee”.
30
20
10
0
1/1
4/1
7/1
10/1 13/1 16/1 19/1 22/1 25/1 28/1
Giorno
NordPool. Il Nordic Power Exchange risulta essere
ancora la più efficiente borsa elettrica in Europa con
prezzi bassi e poco volatili. Il prezzo medio orario si
aggira intorno ai 17 euro/MWh, un calo del 6.5%
circa rispetto al mese precedente e del 34% circa
(Note)
1
Per maggiori dettagli, vedi il sito internet www.ukpx.com
numero 45
34
27 maggio 2002
NordPool
rispetto ad aprile 2001. La punta massima non supera
i 22 euro/MWh mentre a marzo è stata di 29.14 euro/
MWh. Tuttavia, i bassi prezzi si giustificano anche con
il fatto che i volumi cambiati in aprile sono diminuiti del
20% circa rispetto a marzo scorso.
Media ore piene
Max
Media
Min
25
15
10
5
0
1/1
4/1
7/1
10/1 13/1 16/1 19/1 22/1 25/1 28/1
Giorno
EEX
Media ore piene
Max
Baseload Block close
Media
Min
65
60
55
50
45
Euro/MWh
EEX (EEX - LPX). A partire dal 15 aprile,
temperature più basse, manutenzioni di impianti e la
minaccia di scioperi hanno spinto in alto i prezzi
all’ingrosso nelle borse tedesche (ma anche in Francia
e UK), rendendoli abbastanza volatili. La borsa
tedesca di Francoforte ha registrato un livello medio
orario di 22.16 euro/MWh (+16.6% rispetto a marzo
2002 e ma -4% circa rispetto ad aprile 2001).
Similmente la borsa di Lipsia ha riscontrato un
incremento medio orario del 10% rispetto al mese
precedente e un calo più forte rispetto all’anno
precedente (-14% circa). Tuttavia, la volatilità dei
prezzi LPX è stata maggiore (la massima punta è stata
di 70 euro/MWh, contro quella di EEX di 61.30 euro/
MWh) ed ha risentito più pesantemente delle
congestioni di rete tra Germania e Francia che sono
divenute sempre più frequenti dalla seconda metà di
aprile in poi.
Circa 4,100 GWh sono stati venduti a marzo nei
mercati spot e future delle borse tedesche integrate
LPX/EEX (il Nuovo EEX) sui mercati integrati spot
e future in aprile, il che significa un incremento del 40%
rispetto al mese scorso. Sul mercato spot sono stati
venduti circa 2,364 GWh di cui circa 1,900 GWh
nelle aste single-hours e nei blocks e 415 GWh nel
trading continuativo dei blocks. Per quanto riguarda
i mercati finanziari dei future, in aprile i volumi contrattati
sestuplicati rispetto a marzo, ammontando a 1,736
GWh, così suddivisi: 560 GWh nei Month Futures
contracts, 88 GWh nei Quarter Futures e 1,048 GWh
nei Year Futures.
Euro/MWh
20
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1/1
4/1
7/1
10/1 13/1 16/1 19/1 22/1 25/1 28/1
Giorno
LPX
Media ore piene
Max
Media
Min
70
60
50
Euro/MWh
APX. La borsa di Amsterdam risente delle andamento
dei mercati spot tedeschi, registrando un aumento del
prezzo medio orario del 10% rispetto al mese
precedente (assestatosi intorno ai 21.96 euro/MWh)
e una maggiore volatilità soprattutto dal 15 aprile in
poi. Anche il mercato OTC (Over The Counter), nel
quale si scambiano contratti forward di lungo periodo
a un anno, a tre mesi e a una settimana, ha seguito il
medesimo andamento di quello APX.
40
30
20
10
0
1/1
4/1
7/1 10/1 13/1 16/1 19/1 22/1 25/1 28/1
Giorno
numero 45
35
27 maggio 2002
Powernext
Il turnover dei volumi in aprile è stato di 924 GWh,
leggermente inferiore rispetto a quello di marzo ma
seguendo lo stesso trend del 2001. Il 30 aprile l’APX
ha superato la soglia dei 40 GWh per la prima volta
dal maggio 1999: il volume corrisponde al 16% del
fabbisogno totale.
Media
Min
60
50
40
Euro/MWh
PowerNext. Per quanto riguarda i prezzi, in aprile si
registra un aumento medio orario del 5.5% circa
rispetto al mese precedente (pari a 20.05 euro/
MWh).
I volumi medi (orari) scambiati ad aprile sono stati pari
a 208 GWh, aumentati del 34% circa rispetto al mese
precedente. Le congestioni sulle reti di
interconnessione in direzione della Germania sono
divenute sempre più frequenti a partire dalla metà del
mese impedendo così l’export di energia in surplus
oltre frontiera.
Media ore piene
Max
30
20
10
0
1/1
4/1
7/1
10/1 13/1 16/1 19/1 22/1 25/1 28/1
Giorno
UK
UK APX Max
UK APX Min
UKPX HH Max
UKPX HH Min
202.07
100
80
Euro/MWh
UK PX. I prezzi spot UK PX sono stati molto volatili
in aprile: i prezzi massimi hanno subito ampie variazioni
e il picco del mese si è verificato il primo giorno anche
se esso è calato del 21% rispetto a marzo. I volumi
totali in aprile sono pari a 339 GWh, una riduzione di
45% rispetto al mese precedente.
60
40
20
APX UK. I prezzi spot dell’inglese APX sono stati
più contenuti: il valore medio giornaliero ponderato
per le quantità (inerenti ai vari contratti HH, 4HB e
DA) è stato di 23.78 euro/MWh, con un incremento
del 67% rispetto al mese di marzo. La punta massima
si è verificata il 29 aprile ed è stata di 202 euro/MWh
circa. I volumi scambiati su questa borsa sono stati
circa 83 GWh.
0
1/1
4/1
7/1
10/1 13/1 16/1 19/1 22/1 25/1 28/1
Giorno
APX Olanda
Media ore piene
Max
Media
Min
60
50
Euro/MWh
40
30
20
10
0
1/1
4/1
7/1
10/1 13/1 16/1 19/1 22/1 25/1 28/1
Giorno
numero 45
36
27 maggio 2002
Confronti internazionali di prezzo
Confronti internazionali volumi scambiati
70
25 000
60
20 000
40
MWh
Euro/MWh
50
15 000
30
10 000
20
5 000
10
0
0
Spagna
Nordpool
LPX
EEX
APX
PNext
Spagna
Nordpool
LPX
EEX
APX
Minimo
23.31
8.82
1.97
1.11
0.01
7.27
Minimo
15 197
8 472
1 782
25
628
PNext
20
Medio
38.68
17.38
22.03
22.16
21.96
20.05
Medio
19 904
10 649
2 651
331
1 284
290
Medio Picco
42.90
18.30
27.57
27.61
28.76
24.65
Medio Picco
21 765
11 472
2 788
389
1 255
309
Massimo
49.12
21.64
70.02
61.30
58.33
40.52
Massimo
24 443
13 830
3 875
968
2 190
899
Variabilità
0.18
0.10
0.41
0.38
0.46
0.36
Variabilità
0.11
0.11
0.14
0.50
0.20
0.53
News dalle Borse…
Powernext. Tra fine aprile e i primi di maggio nuovi traders hanno fatto il loro ingresso nella borsa francese:
TXU Europe Energy Trading BV, RWE Trading GmbH, BP Energie (Deutschland) GmbH e Statkraft
Markets GmbH. Il numero totale dei partecipanti sale così a 22.
OMEL. Dopo l’inchiesta aperta dall’Antitrust spagnola, il ministro dell’economia spasnolo ha formalizzato il
16 aprile l’accusa di esercizio di potere di mercato da parte delle tre maggiori utility spagnole Endesa, Iberdrola
e Union Fenosa negli ultimi giorni di Novembre 2001, mettendo in atto “pratiche collusive”. La mossa sarebbe
stata quella di presentare (da parte di alcune centrali in posizione strategica dal punto di vista dei vincoli di rete)
bids alti da non essere inizialmente accettati nel pool ma poi accolti per problemi di congestioni. La relazione
completa dell’indagine sarà disponibile prima dell’estate.
APX. I partecipanti alla borsa olandese sono aumentati a 36 con l’ingresso di una energy trading company
EI & Gas NV.
numero 45
37
27 maggio 2002
OSSERVATORIO ENERGIA
ref. è una nuova società di ricerca e consulenza che l'Irs e i suoi economisti senior hanno costituito con l'obiettivo
di sviluppare ricerche e metodi di analisi che possano sostenere aziende, istituzioni e organismi governativi, nei
loro processi decisionali.
ref. segue i processi di liberalizzazione e regolamentazione del mercato dell’energia con particolare attenzione agli
aspetti istituzionali e all’evoluzione della struttura dell’industria. Le opportunità per le aziende del settore, per i
consumatori e per l’economia più in generale sono studiate con strumenti analitici originali. ref. sostiene il MEGeS
(Master in Economia e Gestione dei Servizi di pubblica utilità) dell’Università Bocconi di Milano.
L’Osservatorio Energia, costituito nel 1999, è finanziato da produttori, consumatori, distributori dei prodotti
energetici e merchant banks.
I servizi dell’Osservatorio Energia offerti ai soci e disponibili su internet (www.refirs.it) sono i seguenti:
q
q
Newsletter dell’Osservatorio Energia, mensile che tratta le novità relativamente agli aspetti normativi e di
struttura del mercato in Italia e fornisce la previsione a tre mesi del Ct.
Energy-Lex, database sull’evoluzione normativa e societaria nel settore elettrico e del gas aggiornato
settimanalmente. Interrogabile via internet secondo diverse modalità permette di ricostruire le norme di
riferimento.
q
Rapporto annuale sull’evoluzione e le prospettive dei settori elettrico e del gas.
q
Scenari a medio termine sull’evoluzione del mercato elettrico realizzato sulla base del modello di dispacciamento
ref.. Vengono simulati scenari di prezzo a partire dalle ipotesi di sviluppo del parco e delle previsioni di
domanda.
q
Seminari di discussione sulle innovazioni legislative e normative. Tre seminari all’anno.
q
Quaderni di ricerca di base. Trattano, a partire dalla letteratura teorica, temi di attualità per il nuovo mercato
italiano.
q
Consulenza telefonica sui nuovi provvedimenti del settore.
numero 45
38
27 maggio 2002

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