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Newsletter - Anno III n. 38
Osservatorio Energia
Informazioni:
Giusy Squicciarini - tel. 02 46764271
E-mail: [email protected]
Responsabile della Newsletter:
Claudia Checchi - tel. 02 46764272
E-mail: [email protected]
24 Ottobre 2001
Indice
IL GME PUBBLICA LO SCHEMA DI ISTRUZIONI .......................................... 2
REGOLAMENTAZIONE
Fonti rinnovabili: la nota del GRTN sui certificati verdi nel
contesto della direttiva europea ................................................................ 6
Impianti virtuali: esperienze straniere e proposte per l'Italia ........................ 8
PANORAMA INTERNAZIONALE
Lo scioglimento del GFU e sviluppo di hub in Europa ............................. 11
La produzione di gas in Norvegia e nel Mare del Nord .................. 14
MERGERS & ACQUISITIONS
Evoluzione della struttura del mercato energetico italiano:
strategie di Enel ed Eni a confronto ......................................................... 15
Enel si aggiudica Nueva Viesgo ...................................................... 19
LE INDICAZIONI DEL MERCATO SUI PREZZI DELL'ENERGIA
Prevedere i prezzi dell'energia: il Ct ................................................................................................... 21
CONGIUNTURA
I prezzi delle borse elettriche europee a settembre 2001 ......................... 23
News dalle borse ............................................................................. 24
Grafici ............................................................................................. 25
OSSERVATORIO ENERGIA
Gruppo di lavoro: Donato Berardi, Claudia Checchi, Nicola Gallo, Matteo Leonardi, Michele Pacillo, Giusy Squicciarini,
Lucia Trevisani.
Comitato Scientifico: R. Artoni, G. Martini, L. Parisio, M. Polo, P. Saraceno, C. Scarpa, G. Vaciago
Soci sostenitori: ACEA, AEM Milano, ASM Brescia, Centro Energia (Foster Wheeler, Gruppo Merloni), Cispel, Confindustria,
Dalmine, Edison, EnBW Italia, Enel SpA Corporate Finanza e Amministrazione, ENI, Entergy Power Services Italia,
Italcementi, Italgas, World Energy, Pirelli Cavi e Sistemi, Sondel
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.
Il GME pubblica lo schema di Istruzioni
Il 4 ottobre scorso il GME ha pubblicato lo schema di Istruzioni che, insieme alle Disposizioni
Tecniche di funzionamento, dovrebbero fornire le norme attuative e procedurali della Disciplina del
mercato, approvata con decreto del Ministro dell’Industria il 9 maggio 2001. La versione pubblicata
è preliminare e consultiva: come già avvenuto per la Disciplina infatti la normativa prevede una fase
di consultazione in cui gli operatori possono far pervenire al GME osservazioni sulle norme
proposte. Al termine di questa prima fase di consultazione, fissata per il 30 novembre 2001, il GME
provvederà a comunicare lo schema di Istruzioni, eventualmente modificato per tenere conto delle
esigenze espresse dagli operatori, al Ministero delle Attività produttive per la approvazione, sentita
l’Autorità per l’energia elettrica e il gas. E’ dunque probabile che l’iter di approvazione della
versione definitiva della Istruzioni, come già per le regole di Dispacciamento del GRTN, richieda
ancora qualche mese. Il processo di definizione del quadro complessivo delle regole che definiranno
il mercato dell’energia elettrica procede quindi molto lentamente.
Ciò nonostante la pubblicazione delle Istruzioni da parte del GME pone l’occasione per approfondire
alcuni aspetti specifici del mercato, minori ma non per questo secondari, anzi crucialmente
importanti. Scopo di questo articolo è quindi proprio quello, a partire dagli “spunti di consultazione”
suggeriti dal GME stesso, di proporre una riflessione più approfondita su aspetti delle regole del
mercato sollevati dalla lettura delle Istruzioni e finora sottovalutati.
Operatori del mercato. Uno degli aspetti cruciali
della normativa è la definizione dei requisiti necessari
per diventare operatori del mercato. Oltre a definire
uno schema di domanda di ammissione (allegato 1),
di contratto di adesione (allegato 2), di modello di
fideiussione1 (allegato 3) e di aggiornamento della
stessa (allegato 4), il GME pone una questione
crucialmente importante riguardante l’identità degli
operatori ammessi a partecipare al mercato,
colmando a nostro avviso una lacuna della Disciplina.
Analizziamo la questione dal principio. Il GRTN, al
fine di censire gli operatori dei mercati dei servizi
ausiliari (riserva e bilanciamento) identifica ogni unità.
Esiste poi una identificazione degli operatori fatta dal
GME. Per quanto riguarda le unità di consumo
(quelle che domandano energia sul mercato elettrico)
le istruzioni prevedono che più operatori possano
presentare offerte per quote prestabilite e comunque
“riservate” di capacità della stessa unità. Quello
identificato dal GRTN rimane però l’ ”operatore di
riferimento”, ossia quello abilitato a offrire tutta la
capacità di quell’unità sui mercati della riserva e del
bilanciamento.
Lo Spunto di consultazione delle Istruzioni richiede
se la possibilità per più operatori di presentare
1
offerte per la stessa unità di consumo è da considerarsi
utile e se si ritiene che detta previsione dovrebbe
essere introdotta anche per i generatori.
Un punto da chiarire prima di rispondere al quesito
è quello della differenza tra proprietario o comunque
gestore dell’unità e operatore che per quella unità fa
i bid nella borsa. Nella identificazione del GRTN per
unità si considera il soggetto che ha la gestione diretta
dell’impianto, e che quindi ha accesso ai mercati dei
servizi ancillari.
La possibilità da parte di più operatori di biddare per
la stessa unità sembra in questa ottica un modo per
poter demandare ad un terzo, ad esempio un grossista
senza accesso diretto all’impianto, le operazioni
sulla borsa. In questo caso la norma ha senso solo se
è possibile che la quota riservata all’operatore può
essere anche il 100%.
Se ciò è vero allora appare quasi “indispensabile”
che questa regola ci sia, visto che altrimenti ben
pochi clienti finali avranno le caratteristiche per
accedere direttamente alla borsa, in termini di mezzi
gestionali, conoscenze specifiche dei meccanismi di
borsa etc.
Le fideiussioni sono necessarie per assicurare al GME la solvibilità degli impegni presi dagli operatori sul mercato.
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gas), tali contratti presuppongono la possibilità di
partecipazione del toller al mercato libero dell’energia.
Anche in questo caso quindi la possibilità per più
operatori di presentare offerte per una stessa unità di
generazione favorisce l’entrata di nuovi soggetti sul
mercato e apre la strada per un futuro mercato
effettivamente liquido e concorrenziale.
3. La molteplicità degli operatori per uno stesso
impianto appare infine un prerequisito per l’istituzione
dei Virtual Power Plant, indicati dall’Autorità per
l’energia elettrica (delibera 96/01) come uno dei
possibili metodi di sviluppo dell’offerta (vedi in
REGOLAMENTAZIONE "Impianti virtuali: esperienze
straniere e proposte per l'Italia).
L’estensione della norma anche alle unità di
generazione sembra un elemento ancora più
importante ai fini della concorrenzialità del mercato.
Questo per diversi motivi.
1. In primo luogo può essere riportata la stessa
considerazione fatta per le unità di consumo: la
possibilità per più operatori di presentare offerte per
la stessa unità di generazione potrebbe ad esempio
permettere ad un nuovo entrante di demandare la
gestione delle operazioni di borsa ad un terzo ritenuto
in possesso di maggiore esperienza o maggiori mezzi,
e quindi potenzialmente più efficiente, fermo restando
che il proprietario dell’impianto rimane responsabile
delle operazioni sui mercati della riserva e del
bilanciamento. In questo senso la norma potrebbe
contribuire a facilitare l’entrata sul mercato di nuovi
operatori anche dal lato dell’offerta.
2. Inoltre la possibilità per più operatori di presentare
offerte per lo stesso impianto apre la strada a nuove
possibilità sul mercato dell’energia, ad esempio quella
di stipulare contratti cosiddetti di tolling tra
possessori di materie prime e generatori. I contratti
di tolling, sia su base fisica che finanziaria, consentono
ad un possessore di materie prime di “affittare”
l’impianto di generazione per la trasformazione del
proprio carburante energia. Ovviamente tale energia
rimane nella piena disponibilità del toller, che paga
un corrispettivo fisso al generatore. Questo tipo di
contratti consentono ai generatori una remunerazione
dei costi fissi dell’impianto scaricando il rischio del
prezzo di combustibile e del prezzo dell’energia sul
toller. Dal punto di vista del toller questo tipo di
contratto consente di limitare i rischi legati ad esempio
a contratti di tipo take or pay di fornitura del
combustibile, lasciando al generatori i rischi di gestione
della centrale (interruzioni produzione,
dispacciamento, sbilanciamenti). Nelle esperienze
straniere, in particolare USA, questi tipi di contratti
risultano indispensabili per il project financing di
nuove centrali. Ovviamente oltre a prevedere un
mercato libero delle materie prime (in particolare del
2
Informazioni pubbliche
Informazioni preliminari ai mercati.
Le informazioni preliminari ai mercati e fornite sono
le stesse previste dalla Disciplina, a cui si rimanda2 .
Da notare che nessuna informazione preliminare
viene resa nota relativamente al mercato delle
congestioni e al mercato di bilanciamento.
Informazioni relative ai risultati del mercato.
La questione del quantitativo di informazioni sui
risultati del mercato da rendere pubblici è abbastanza
discussa. Argomentazioni si riportano sia a favore di
un alto livello informativo che di uno più limitato, in
rispondenza di esigenza alternative. In particolare:
la necessita di limitare l’informazione pubblica
dovrebbe rispondere all’esigenza di evitare
comportamenti di tipo collusivo tra gli agenti e al
tempo stesso tutelare la riservatezza delle informazioni
comunicate dagli operatori al GME;
un maggior livello informativo andrebbe invece a
vantaggio della trasparenza del mercato e favorirebbe
i nuovi entranti diminuendo il vantaggio informativo
chiaramente posseduto dall’ex monopolista.
Da un punto di vista teorico un’asta è tanto più
efficiente quanto maggiore è il grado di informazione
a disposizione degli operatori, in quanto consente di
trasferire informazioni detenute privatamente dagli
Cfr, Articoli 21 (mercato del giorno prima), 29 (mercato di aggiustamento), 45 (mercati della riserva) della Disciplina.
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operatori sia ai gestori dell’asta che agli altri operatori
concorrenti. Tale argomentazione diviene ancora
più importante alla luce della struttura del mercato
italiano, in cui l’ex monopolista possiede, rispetto sia
ai nuovi entranti che ai gestori stessi, un notevole
vantaggio informativo. Inoltre la possibilità che un
alto livello informativo possa favorire fenomeni di
collusione, anche tacita, tra operatori è comunque
controbilanciata dalla possibilità che le informazioni
pubblicate permettano un maggiore controllo delle
controparti sull’eventuale esercizio di potere di
mercato da parte di uno o più operatori. E’ quindi
auspicabile che il maggior numero possibile di
informazioni, nel rispetto della riservatezza, sia reso
noto.
Secondo quanto previsto dalle Istruzioni il GME
rende noti:

Relativamente al mercato del giorno prima e al
mercato di aggiustamento:
il prezzo a livello nazionale ed eventualmente i
prezzi zonali;
quantità aggregate scambiate in ogni zona
curve di domanda e offerta, eventualmente
zonali;
relativamente alla seconda sessione del mercato
di aggiustamento le quantità delle offerte revocate
dal GRTN per la soluzione delle congestioni per
ogni zona.
Per il mercato di soluzione delle congestioni,
relativamente ai primi programmi di immissione e
prelievo:
le quantità scambiate aggregate zonalmente.
Per il mercato della riserva:
le quantità scambiate per zona per tipologia di
riserva;
il prezzo dell’offerta accettata sul mercato della
riserva secondaria con la minima priorità.
Per il mercato di bilanciamento:
prezzo massimo delle offerte accettate per il
bilanciamento in aumento e minimo per il
bilanciamento in diminuzione;
quantità aggregate zonalmente accettate per il
bilanciamento in aumento e in diminuzione;
numero di offerte accettate.
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Trascorsi 12 mesi: i dati e le informazioni relativi
a tutte le offerte di vendita e di acquisto presentate.
Il livello di informazione comunicato dal GME sui
risultati dei mercati appare solo parzialmente
sufficiente. Si può infatti notare che:
Non si specifica se per curva aggregata di domanda
e offerta si intende il semplice grafico o piuttosto la
tabella dei dati, tale da consentirne la riproduzione.
Questo elemento appare fondamentali perché in
grado di influenzare profondamente la utilità della
informazione per gli operatori: si auspica quindi che
vengano pubblicate le curve in formato di dati
scaricabili suddivise per zona.
Non si pubblica alcun dato di prezzo relativamente
al mercato di soluzione delle congestioni e al mercato
della riserva terziaria, mentre per quanto riguarda la
riserva secondaria, il prezzo dell’offerta con priorità
minima potrebbe non essere indicativo. Sebbene sia
difficile trovare indicatori di prezzo per i mercati in
cui la regola di prezzo è quella del pay as bid, come
quelli in questione, si raccomanda la pubblicazione
almeno dei prezzi massimi e minimi, nonché dei
prezzi medi, ponderati per le quantità e non, delle
offerte accettate.
Ugualmente per il mercato di bilanciamento:
dovrebbero essere resi noti entrambi gli estremi
nonché i prezzi medi ponderati e non delle offerte
accettate sia in aumento che in diminuzione.
Rischio di controparte. Il rischio legato alla
solvibilità delle controparti può essere considerevole
nel mercato elettrico. In un sistema di borsa in cui le
compravendite vengono effettuate attraverso aste,
nasce il problema di quale sia la controparte nelle
operazioni. Esistono a questo riguardo due soluzioni
alternative:
il GME viene incaricato dagli operatori attraverso
il contratto di adesione di stipulare contratti di
acquisto e vendita tra le parti, contratti che si
producono poi direttamente nella sfera patrimoniale
degli operatori.
Il GME assume il ruolo di controparte centrale
nelle transazione effettuate, assicurandosi dal rischio
di insolvenza attraverso la richiesta di fideiussioni:
ogni offerta per essere dichiarata “congrua” e quindi
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contrattazioni bilaterali esterne alla borsa. Il
meccanismo come disegnato dalle Istruzioni appare
quindi come preferibile rispetto a quello previsto
dalla Disciplina.
ammessa al mercato deve essere coperta dalla
fideiussione.
La Disciplina prevedeva un modello del primo tipo
(GME come semplice incaricato della stipula dei
contratti), mentre le Istruzioni proporrebbero un
sistema come nel secondo caso (il GME come
controparte). Ciò perché nel primo caso sorge il
problema dell’abbinamento delle controparti e delle
relative quantità, acerbato dalla suddivisione del
mercato in zone.
Uno degli spunti di consultazione proposto dalle
Istruzioni riguarda proprio questo punto. Ciò che si
può notare al riguardo è che se da un parte la
presentazione della fideiussione rappresenta senza
dubbio un onere per gli operatori, e quindi
potenzialmente in grado di limitare l’accesso al
mercato, dall’altro appare motivata la necessità per
il GME di coprirsi dal rischio di insolvenza così come
di assicurare la “serietà” dei partecipanti al mercato;
del resto la prevenzione del rischio di controparte è
uno dei principali benefici derivanti dalla
partecipazione ad un meccanismo di borsa per gli
operatori: la mancanza di tale garanzia potrebbe
incentivare gli operatori ad una maggiore ricorso alle
Rapporti con il GRTN
Le Istruzioni fanno spesso riferimento alle Regole di
dispacciamento e ad azioni del GRTN. Ad esempio
per la verifica delle quantità che è possibile offrire
nella seconda sessione del mercato di aggiustamento
da parte dei generatori si fa riferimento ai “margini
operativi a scendere e a salire” calcolati dal GRTN,
mentre l’art. 48.4, a proposito della riserva
secondaria, recita “qualora, […] le regole di
dispacciamento prevedano….”. Ancora una volta
vogliamo ribadire la necessità che i vari testi normativi
emanati dalle diverse istituzioni, molto spesso
complementari, come nel caso del dispacciamento e
dei servizi ausiliari, siano quanto più possibile coerenti
tra di loro e di semplice interpretazione. Ad evitare
fraintendimenti ed inutili complicazioni è quindi qui
auspicabile che la convenzione tra GME e GRTN e
i suoi termini vengano definiti quanto prima possibile.
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REGOLAMENTAZIONE
Fonti rinnovabili: la nota del GRTN sui certificati verdi nel
contesto della direttiva europea
E’ opinione abbastanza diffusa giudicare il decreto di istituzione del meccanismo dei certificati verdi come
una delle regolamentazioni più all’avanguardia in tema di energie rinnovabili e al contrario giudicare la
direttiva europea sulle energie rinnovabili come il risultato, annacquato, di negoziazioni tra paesi con
meccanismi e finalità diverse di sviluppo del settore.
Tuttavia la direttiva europea che non è riuscita ad introdurre dei target obbligatori di sviluppo delle rinnovabili,
suggerisce delle pratiche elementari in politica energetica, quali la progettazione degli obiettivi, il monitoraggio
dei costi, dei tempi e dei successi di una regolamentazione che sono per lo più sconosciute nell’elaborazione
delle politiche di supporto alle energie rinnovabili nel nostro paese.
Le indicazioni benefiche introdotte dalla direttiva sono molteplici; ci limitiamo a sottolinearne un paio che
hanno particolare attinenza con la recentemente pubblicata seconda nota informativa sui certificati verdi del
GRTN:
1) richiesta di progettualità
2) stima di cost-effectiveness degli schemi di supporto
Punto 1 - progettualità (articolo 3; national
indicative targets)
La direttiva chiede agli stati membri di pubblicare
entro un anno un rapporto che fissi dei target nazionali
per la generazione di energia da fonte rinnovabile
espressi in percentuale sulla domanda nazionale di
energia elettrica nei prossimi 10 anni.
Le disposizioni di questo articolo rappresentano
un’opportunità per integrare finalmente i contenuti
del libro bianco e del cipe 98 (ovvero obbiettivo
nazionale in termini di nuovi impianti rinnovabili ed
emissioni evitate grazie all’introduzione di energie
alternative) con le politiche di sviluppo nazionale
rappresentate dal decreto istitutivo dei certificati
verdi, e dalle numerose iniziative (misure dirette)
disseminate tra stato e regioni quali gli stanziamenti
carbon tax, gli stanziamenti SIAR, il programma
fotovoltaico.
Dato che i valori dovranno essere espressi in
percentuale, sarà necessario soffermarsi sul nesso
aumento della domanda nazionale di energia elettrica
- obblighi di Kyoto - sviluppo rinnovabili.
La richiesta di un valore in percentuale sulla domanda
totale, ricalca da vicino il nostro meccanismo dei
certificati verdi che, come noto, chiede al 2002
l’immissione del 2% di energia elettrica da nuovi
impianti rinnovabili sul totale della generazione
termoelettrica e delle importazioni. La redazione del
documento comunitario è una buona opportunità
per programmare finalmente la quota d’obbligo di
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certificati verdi da oggi al 2010 (così come si è fatto
con semplicità e trasparenza in UK su un obiettivo
altrettanto ambizioso).
Tale programmazione aiuterebbe a risolvere le
incertezze sulla domanda di CV sul lungo periodo,
incertezze che stanno trasformando il decreto
11.11.99 da strumento per la promozione delle
energie rinnovabili in strumento di trasferimento dei
costi del CIP6 dalla componente A3 della tariffa
elettrica ai produttori ed importatori, quindi ai costi
di generazione.
A quanto sembra di capire, a seguito della seconda
nota informativa del GRTN, infatti, l’offerta di CV
è doppia rispetto alla domanda già al 2003, (ma quali
siano le assunzioni sulle proiezioni dell’offerta di CV
GRTN e quanti gli impianti già in esercizio, non è
dato saperlo) ed è legittimo aspettarsi un aumento
della percentuale d’obbligo molto presto. L’aumento
tuttavia non sarebbe finalizzato al raggiungimento
degli obiettivi di Kyoto quanto piuttosto a coprire
l’offerta del GRTN. Altrettanto si potrebbe lasciare
la quota inalterata, lasciare invenduta parte dei CV
GRTN e scaricarli in A3, diminuire gli oneri dei
produttori ed aspettare che sia l’offerta di CV dei
privati a raggiungere la domanda (oggi i CV privati
coprono il 20-25% circa della domanda).
La seconda ipotesi sembra meglio della prima, ma
non è questo il punto. Il punto è che è sbagliato
ragionare come se il decreto sia stato creato per
determinare chi debba pagare gli oneri CIP6.
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lit/kWh, gli impianti idro >3MW, ma solo nelle ore
piene, 172lit/kWh, e l’unica categoria che si
distanziava significativamente dalle 150lit/kWh del
presunto CV erano le biomasse, gli RSU e i biogas
a 198.3lit/kWh. Per queste ultime categorie, tuttavia,
con costi di produzione più alti del valore del CV, il
ministero dell’ambiente, le regioni e la comunità
europea stanzieranno dei finanziamenti con lo scopo
di abbassarne i costi e di rientrare comunque negli
investimenti con la vendita del CV.
Ma è evidente che i finanziamenti elargiti non
serviranno a diminuire il prezzo del CV che rimane
legato a quello del GRTN. In sostanza le categorie
di impianti, che con il CIP6 prendevano una quota
inferiore di incentivo, con i CV raddoppieranno le
proprie entrate, mentre gli impianti che vedono
ridurre la quota di incentivo beneficeranno delle
misure dirette di finanziamento. Così facendo il
meccanismo CV risulterà più costoso del precedente
CIP6.
Tornando alla direttiva europea il target italiano
viene raggiunto con un obbligo di CV al 2010 di circa
il 15-17% che corrisponde, a prezzi di CV di 130150lit/kWh, a 20-25lit/kWh addizionali per ogni
kWh generato o importato. A questo si devono
aggiungere gli stanziamenti delle misure dirette.
Dei ragionamenti di cost-effectiveness o delle
valutazioni economiche sugli impatti della
regolamentazione non sono stati fatti nella stesura
delle politiche di supporto alle energie rinnovabili,
non ci sarebbe altrimenti questa indeterminatezza su
un elemento chiave come il prezzo del CV e
soprattutto ci si sarebbe maggiormente concentrati
su come raggiungere l’obiettivo al minor costo
possibile piuttosto che su come fare rientrare i CV
del GRTN nel mercato dei CV.
L’introduzione della direttiva europea, con lo stimolo
a condurre delle analisi di costi, di opportunità e di
successo della regolamentazione sulle energie
rinnovabili si auspica porti a una riconsiderazione del
meccanismo di fissazione del prezzo del CV, e ad un
esclusione dei CV del GRTN da un mercato che
altrimenti sarà sempre condizionato da finalità che
non sono quelle per qui è stato introdotto il
meccanismo dei CV: promuovere le energie
rinnovabili per ottemperare al target di Kyoto,
enunciato dal CIPE 98 e dalla direttiva europea.
Tuttavia senza una programmazione certa della
domanda su un target oggettivo è inevitabile che il
decreto insegua altre finalità e la domanda finisca col
ricalcare l’offerta di CV GRTN o essere decisa volta
per volta dai ministeri sulla base di considerazioni
imprevedibili.
Se debitamente accolta l’indicazione della direttiva
risolverebbe dunque una delle fragilità macroscopiche
del decreto sui certificati verdi.
E’ evidente che per programmare un obbligo si
debba essere sufficientemente confidenti sui costi
della regolamentazione, un aspetto che non sì è mai
affrontato con le dovute attenzioni. Da questo punto
di vista la direttiva incarica la Commissione di redigere
nei prossimi 4 anni un rapporto sui sistemi di incentivo
delle energie rinnovabili valutando in particolare il
loro successo e la loro cost-effectiveness.
Punto 2 - costi, riflessioni, direttiva.
Sino a che i CV del GRTN costituiranno il SMP e il
cap price dei certificati verdi, ovvero sino a che i CV
del GRTN saranno necessari a soddisfare la domanda,
il prezzo dei CV sul mercato sarà quello stabilito
dall’art9 del DM 11.11.99.(prezzo dei CV GRTN)
L’articolo stabilisce che il prezzo dei CV GRTN sia
costituitodallamediadegliincentivielargitiagliimpianti
rinnovabili sotto CIP6 al netto dei ricavi delle cessioni
di energia elettrica.
Dalla seconda nota informativa del GRTN si deduce
che la media degli incentivi al 2002 sarà di 260lit/
kWh mentre la cessione di energia elettrica si attesterà
sulle 130lit/kWh, ne consegue un prezzo del CV di
130 lit/kWh.
Il GRTN, tuttavia ha solo venduto il 37% dell’energia
da CIP6 a 130lit/kWh al mercato vincolato e il 63%,
attraverso le aste, al mercato libero ad una media di
99lit/kWh, il risultante prezzo medio dell’energia
CIP6 è di 110lit/kWh il che significa un prezzo del
CV a 150lit/kWh.
Le stime del GRTN sono state pertanto “scontate”
del 13%. Una metodologia di calcolo erronea (che
dovrà comunque essere confrontata con i prezzi del
CV al momento dell’effettiva cessione) che tuttavia
può essere interpretata come un timore di prezzo
troppo alto per il CV. Troppo alto perché in CIP6
gli impianti idroelettrici <3MW prendevano 59.5 lit/
kWh di incentivo, gli impianti eolici e geotermici 103
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Impianti virtuali: esperienze straniere e proposte per l’Italia
I cosiddetti “virtual power plants” rientrano tra le misure adottate in alcuni paesi per promuovere una
maggiore concorrenza attraverso la contrattualizzazione di una parte della capacità di generazione per
determinati periodi di tempo. Con tali strumenti si intende diminuire la concentrazione effettiva del mercato,
senza imporre cessioni forzate della proprietà di alcuni impianti e la costituzione di nuove società di
generazione. Si è così in grado di aumentare il numero di concorrenti, evitando procedimenti ritenuti
politicamente e temporalmente più onerosi e fornendo al contempo una risposta ai timori suscitati dal potere
di mercato di alcuni soggetti.
Il documento di consultazione dell’agosto scorso, contenente le proposte dell’Autorità per l’Energia sulle
misure urgenti per promuovere la concorrenza nel 2002, fa esplicito riferimento a questo tipo di intervento,
richiamando il suo utilizzo in altre esperienze quali quella francese e quella dello stato canadese dell’Alberta.
Può quindi essere utile, vista anche la recente conclusione della prima sessione d’asta per la capacità di EdF,
analizzare tali esperienze, che effettivamente evidenziano caratteristiche e impostazioni molto diverse e
aiutano a chiarire l’importanza di definire i termini di applicazione nel nostro paese.
Francia
La Francia rappresenta una delle realtà europee in
cui il processo di liberalizzazione risulta in una fase
meno avanzata.
L’acquisizione da parte di EdF di una partecipazione
di controllo della tedesca EnBW ha costituito quindi
l’occasione per un intervento della Commissione a
promozione di una maggiore apertura del mercato
francese. L’autorizzazione all’operazione di
acquisizione è stata sottoposta alla condizione di
rendere disponibili 6000 MW della capacità di EdF
(rappresentanti circa il 12% della produzione
francese), attraverso l’assegnazione di contratti,
denominati “virtual power plants”, con meccanismi
d’asta da tenersi ogni tre mesi per un periodo di due
anni. Tali contratti vengono suddivisi in capacità di
base, capacità di picco e cogenerazione con durate
che variano da due mesi a tre anni. Gli assegnatari
pagano il prezzo di chiusura d’asta, espresso in
Euro/MW/mese, per avere la disponibilità della
capacità e successivamente pagano l’energia richiesta
secondo un prezzo prefissato, espresso in Euro/
MWh, a copertura dei costi variabili e differenziato
tra base e picco. Si può quindi dire che la logica
sottostante si avvicina a quella di contratti bilaterali,
con la differenza che non si acquista direttamente un
quantitativo di energia, ma un’opzione che dà il
diritto ad ottenere elettricità ad un prezzo prefissato
in un dato intervallo temporale.
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Nelle intenzioni della Commissione tale
provvedimento avrebbe aumentato il numero di
soggetti in grado di fornire elettricità ai clienti idonei,
promuovendo di conseguenza una maggiore
concorrenza nell’offerta. I risultati della prima sessione
d’asta, conclusasi lo scorso 12 settembre, in cui i
diritti sui 1200 MW complessivamente disponibili
sono stati acquisiti da parte di 20 soggetti, gettano
però qualche dubbio sul successo di tale misura.
I prezzi della capacità di base si sono infatti allineati
con quelli del mercato over the counter, rendendo
difficile la possibilità che i nuovi soggetti siano in
grado di vendere energia sul mercato libero domestico
a condizioni più convenienti rispetto all’operatore
dominante, che gode di una maggiore flessibilità.
L’obiettivo degli assegnatari, tra cui figura Iberdrola
e probabilmente Enel, sembra quindi essere rivolto
più che ai clienti francesi, alle possibilità di arbitraggio
offerte dalle esportazioni in paesi confinanti quali la
Spagna, l’Olanda a l’Italia. Se si pensa alle condizioni
del mercato francese non stupisce tale esito. In una
situazione in cui è presente un operatore come Edf e
in cui, di fatto, esistono due regimi paralleli (libero e
vincolato), in cui la parte libera della domanda
costituisce il 30% del totale, è logico che il valore
attribuito all’energia sia determinato dall’impresa
dominante e che sia influenzato dalle tariffe previste
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per i clienti vincolati. La vendita all’asta del 12%
dell’energia producibile non cambia di certo le
condizioni strategiche di base, a maggior ragione se
vi sono altri e più convenienti mercati di sbocco.
Da un punto di vista distributivo emerge quindi che
i regolatori dell’Alberta hanno deciso di garantire il
recupero dei costi autorizzati nel precedente regime
alle utilities, mantenendo anche le potenziali economie
di scala prodotte dalla struttura proprietaria che si
era determinata. I proventi d’asta coinvolgono invece
gli interessi dell’utenza, determinando quanto questa
debba pagare come stranded costs, in caso di
offerte aggregate negative, o quanto debba ricevere,
in caso di offerte aggregate positive.
Il risultato complessivo di questo disegno è volto a
produrre segnali economici che, uniti ai prezzi orari,
frutto della concorrenza nella borsa, e alla lunga
durata dei contratti, influiscano sull’offerta e sulla
domanda, promuovendo una maggiore efficienza
nella gestione del sistema e nelle decisioni di nuovi
investimenti.
Alberta
Nel caso dell’Alberta la contrattualizzazione della
capacità è coincisa con la completa liberalizzazione
del mercato elettrico e ha avuto una funzione e delle
forme completamente diverse rispetto alla Francia.
L’introduzione della concorrenza nella generazione
e l’istituzione della borsa elettrica avevano suscitato
timori sulla possibilità di esercizio di potere di mercato
da parte delle tre utilities esistenti. Allo stesso tempo,
date le piccole dimensioni del mercato, si poneva il
problema se la scissione di queste società in un
maggior numero si soggetti avrebbe potuto
comportare perdite di economie di scala nella gestione
degli impianti.
Per affrontare tali questioni si è deciso di ricorrere ad
un meccanismo che non prevedesse la cessione della
proprietà, ma la contrattualizzazione a lungo termine
della capacità installata, con il trasferimento del
diritto di offrire l’energia generata in borsa. Si è così
adottato un meccanismo d’asta che aveva come
oggetto non dei generici MW di capacità, ma i tredici
impianti termoelettrici posseduti dalle utilities. Veniva
inoltre introdotto un tetto antitrust che non consentiva
di acquisire diritti su più del 20% della capacità o su
particolari combinazioni di impianti. I contratti offerti
all’asta indicavano la quantità di energia producibile
da ciascun impianto, la qualità di performance
garantita e i costi fissi e variabili che gli assegnatari
avrebbero dovuto pagare ai proprietari degli impianti.
A fronte di questi oneri, i vincitori avrebbero acquisito
il diritto di disporre della capacità per un periodo che
poteva arrivare a 20 anni, offrendo l’energia generata
in borsa e godendone i corrispondenti ricavi. Appare
evidente che le offerte dei soggetti partecipanti all’asta
dovevano rispecchiare la valutazione della differenza
tra i ricavi attesi dalla vendita dell’elettricità al mercato
all’ingrosso e i costi prefissati nel contratto e di
conseguenza potevano risultare positive o anche
negative.
Italia
La situazione italiana si presenta diversa da quelle
appena descritte e vale forse la pena di chiarire, in
primo luogo, l’opportunità e le ragioni che potrebbero
condurre all’utilizzo di contratti del tipo virtual power
plant nel nostro paese. Mentre nel caso francese essi
hanno costituito il migliore espediente attuabile da
parte della Commissione per imporre a EdF la
cessione di parte della propria capacità, nel caso
dell’Alberta sono stati giustificati da ragioni di
efficienza nei costi di gestione aggregata dei pochi
impianti esistenti. Date le dimensioni rilevanti del
mercato italiano e del parco di generazione dell’Enel,
quest’ultima motivazione sembra difficilmente
sostenibile, e si potrebbe dunque concludere che
una cessione proprietaria sia tecnicamente fattibile
senza dover ricorrere alla contrattualizzazione della
capacità. La competitività di Enel sul piano
internazionale, inoltre, non verrebbe messa in
questione, potendo essa investire la liquidità derivante
dalla vendita degli impianti in mercati stranieri. Appare
però evidente che la costituzione di nuove gencos
innescherebbe un processo complesso e difficile,
come testimoniano i ritardi già accumulati nella vendita
delle gencos esistenti, mentre allo stato attuale si
richiedono risposte pronte, che possano promuovere
la concorrenza nel breve e nel medio termine.
Newsletter n. 38
24 Ottobre 2001
9
Un primo rapido intervento, in grado aumentare
l’offerta al mercato libero in attesa che parta la
borsa, potrebbe riguardare, anziché contratti di
capacità, dei semplici contratti bilaterali, offerti
obbligatoriamente all’asta, per la fornitura di energia
nel corso del 2002.
Con la piena attuazione della disciplina del mercato
elettrico e l’avvio del sistema delle offerte, si
potrebbero invece introdurre dei contratti del tipo
virtual power plants.
Una prima questione da chiarire a riguardo è l’esito
distributivo che si vorrà ottenere e quindi se, come in
Francia, il prezzo d’asta verrà corrisposto al
proprietario degli impianti o se, come in Alberta, si
fisseranno ex-ante i corrispettivi a copertura dei
costi fissi e variabili e i proventi d’asta verranno
distribuiti ai consumatori.
Definito questo, l’elemento fondamentale da decidere
è l’oggetto del contratto. Posto che gli assegnatari di
capacità avranno il diritto di offrire l’energia prodotta
in borsa, infatti, è necessaria una riflessione sulla
compatibilità tra MW contratualizzati e
coordinamento nella gestione delle unità produttive.
Uno schema come quello dell’Alberta, che
contrattualizza un intero gruppo di generazione,
consente sicuramente di presentare offerte che
tengano conto delle caratteristiche dell’impianto e
non creino problemi di dispacciamento. Al contrario
uno schema come quello francese, che distingua
semplicemente tra generici MW di base e di picco,
non implicherebbe l’informazione necessaria a
garantire un insieme di offerte coordinato ed efficiente.
Newsletter n. 38
Rimane da chiarire però se uno schema più articolato,
con potenze inferiori a quelle di un intero gruppo di
generazione, e una maggiore differenziazione
qualitativa dei MW offerti all’asta, sia in grado di
riprodurre esiti uguali a quelli dell’Alberta. In questo
caso i bid in borsa sarebbero divisi in due fasi: nella
prima gli assegnatari di capacità trasmettono le
offerte al soggetto proprietario degli impianti, mentre
nella seconda quest’ultimo aggrega l’insieme delle
offerte e le presenta in borsa.
Un ultimo elemento, infine, riguarda la durata dei
contratti, che sembra preferibile sia lunga (per esempio
periodi di 10 anni). In questo modo infatti si
ridurrebbero i costi di transazione, garantendo
comunque la possibilità di rivendere sul mercato
secondario i contratti acquisiti e non scaduti.
In conclusione, date le difficoltà di imporre ulteriori
cessioni proprietarie, l’introduzione dei virtual power
plants fornisce il migliore strumento in grado di
garantire le società di generazione e promuovere al
contempo una maggiore concorrenza nell’offerta a
vantaggio di tutta l’utenza. È però necessario chiarire
che il successo di tale intervento richiede la presenza
di un sistema unico basato sulla borsa e un quantitativo
di capacità contrattualizzata, soggetta a tetti antitrust,
tale da cambiare le condizioni strategiche presenti sul
mercato. Per garantire la massima efficienza è inoltre
necessaria una grande attenzione nel definire gli
elementi del contratto, in modo tale che favoriscano
la migliore gestione degli impianti e tutelino tutti gli
interessi coinvolti.
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PANORAMA INTERNAZIONALE
La scioglimento del GFU e sviluppo di hub in Europa
La Commissione Europea ha recentemente raggiunto un importante risultato, lo scioglimento del cartello
GFU, a fronte dell’impegno profuso nella risoluzione dei nodi della liberalizzazione del gas: assetto
oligopolistico dell’offerta e contratti take or pay a lungo termine con clausole di esclusività e di destinazione.
Il governo norvegese ha stabilito l’abolizione del cartello di produttori GFU a partire dal giugno 2001,
decisione che l’approvazione da parte del parlamento dovrebbe rendere definitiva a partire dal gennaio
2002. Attraverso la Gas sales negotiation commettee (GFU) la vendita di gas norvegese è stata controllata
fin dagli anni Ottanta dalle società Norks Idro e Statoil, impedendo ai diversi produttori (circa 30) di vendere
gas individualmente e di competere tra loro.
L’effetto del provvedimento sull’assetto del mercato Europeo dipende da almeno due punti cruciali su cui
la Commissione sta esercitando le proprie pressioni:

Contratti a lunga scadenza precedenti stipulati secondo le disposizioni del GFU;
Accesso di terzi ai gasdotti di esportazione che collegano i campi con l’Europa continentale.
La Commissione ha, in effetti, minacciato di intraprendere azioni legali relativamente ai contratti a lunga
scadenza, fino a 50 anni, che restano in vigore e che costituiscono il 20% delle importazioni di gas dell’Europa
Occidentale. Le richieste di revisione dei contratti sono volte ad evitare il perpetuarsi per diversi anni
dell’effetto lesivo della concorrenza prodottosi nel passato e ritenuto ormai incompatibile con prospettive
di apertura del mercato.
Obiettivo ancora più ambizioso è il coinvolgimento della Norvegia nel processo di liberalizzazione anche
attraverso l’adozione della direttiva europea, il che implicherebbe l’introduzione del TPA per la rete di
gasdotti del Mare del Nord. Un primo passo in questa direzione è stato fatto attraverso l’istituzione della
società indipendente Gasco, incaricata della gestione della rete precedentemente gestita da Statoil. Il nuovo
assetto dovrebbe consentire parità di condizioni a tutti i produttori nella negoziazione delle condizioni di
accesso.
Lo scioglimento del GFU, quindi, oltre ad implicare la pluralità dell’offerta in un area che rappresenta il
secondo maggiore esportatore in Europa dopo la Russia costituisce un importante segnale della volontà delle
istituzioni europee di intervenire sul principale limite della direttiva Europea, ovvero la mancanza di specifiche
soluzioni alle rigidità dovute al consolidamento della struttura dell’offerta e all’esclusività degli accordi di
marketing e di trasporto internazionale.
Nell’hub di Zeebrugge converge il gas proveniente
dall’Inghilterra tramite l’Interconnector, dalla
Norvegia tramite Zeepipe, dall’Olanda attraverso i
punti di ingresso Zelzate e Poppel, dall’Algeria e da
altri produttori tramite il terminale di rigassificazione.
Zeebrugge si è affermato negli ultimi due anni come
primo hub in Europa continentale in cui si sono
sviluppate transazioni spot. Il contratto di trading
standardizzato, operativo dalla fine del 1999,
definisce termini e condizioni principali delle
Impulso allo sviluppo di hub in Europa
La presenza di produttori interessati ad espandere la
propria quota di mercato ha costituito storicamente
una forte spinta politica al monopsonio ed al
miglioramento delle condizioni di accesso nei mercati
liberalizzati inglese e statunitense. In modo analogo
la rottura dell’oligopolio GFU potrebbe essere
determinante per incrementare lo sviluppo di un
mercato liquido del gas in almeno due snodi principali:
Zeebrugge in Belgio ed Emden in Germania.
Newsletter n. 38
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transazioni tra cui l’obbligo per i traders di
sottoscrivere l’”Hub Services Agreement” che
autorizza Huberator, controllata di Distrigas, a gestire
gli scambi all’interno dell’hub.
Nell’ultimo anno la liquidità dell’hub di Zeebrugge ha
conosciuto un forte incremento sia in termini di
operatori presenti sul mercato sia in termini di volumi
netti contrattati (+ 225%): da 22 operatori e 400000
GJ contrattati nel luglio 2000 a 40 operatori e
1300000 GJ nel luglio 2001. L’annunciata
introduzione del trading elettronico sui contratti fisici
entro la fine dell’anno o per l’inizio del prossimo,
dovrebbe sia spingere verso un ulteriore incremento
del livello delle contrattazioni sia assicurare maggiore
trasparenza nelle procedure. Zeebrugge potrebbe in
prospettiva diventare quello che Henry hub è per il
mercato del gas statunitense, centro principale di
snodo e riferimento per le contrattazioni non solo
fisiche.
Tuttavia ulteriori sviluppi sarebbero necessari per
incrementare l’affidabilità del sistema. In particolare
l’hub al momento non offre servizi di flessibilità come
il parking e il loaning, ovvero un servizio di stoccaggio
a breve termine (parking) ed un servizio di “prestito”
di gas a breve termine (loaning) che consentirebbero
agli operatori di gestire le fluttuazioni della domanda
evitando penali di sbilanciamento.
Newsletter n. 38
Nel centro dell’Europa una delle aree che potrebbe
essere candidata allo sviluppo di un hub è il “triangolo
del gas” nell’area di Emden in cui confluisce il gas
proveniente dal Mare del Nord (linee Europipe I e
la Norpipe, gestita dalla Phillips Petroleum Company
Norway) ed il gas del nord dell’Olanda.
La rottura del GFU potrebbe dare forte impulso allo
sviluppo di questo cruciale punto nodale attraverso
pressioni per migliori condizioni di accesso ai terzi
alla rete tedesca.
Possibili implicazioni per l’Italia
Perché lo sviluppo di questi hub rappresenti una
realtà di trading significativa per l’Italia sono
necessarie almeno due elementi essenziali:
z l’affermarsi di condizioni di accesso che rendano
possibile il trasporto dalla Germania o dal Belgio alla
frontiera italiana, ovvero accordi di TPA effettivi
z disponibilità di capacità per lo sviluppo di nuove
contrattazioni
L’ultimo studio redatto da DRI Wefa (luglio 2001)
per conto della Commissione Europea tracciava un
quadro poco incoraggiante: Belgio, Germania e
Francia sono percepiti dalle 120 società intervistate
come i mercati in cui è più difficile ottenere l’accesso
alla rete. Tuttavia negli ultimi mesi Belgio e Germania
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paese in cui le speranze di introduzione di un regime
di accesso regolato sembrano, almeno al momento,
molto basse.
Resta infine, l’ultimo spinoso punto, ovvero la
disponibilità di capacità sulle principali rotte di
importazione. L’aspetto dei colli di bottiglia nella
rete è, in effetti, strettamente legato alla questione
delle condizioni di accesso e, più in generale
all’assetto del mercato nei diversi paesi. Le resistenze
a rendere pubblici i dati sulla capacità nei diversi
paesi, permettendo così di identificare eventuali
strozzature sulle principali rotte di importazione sono
trasversali a un tutti i paesi europei, Inghilterra esclusa.
A monte vi è una serie di monopoli verticalmente
integrati che non solo non hanno alcun incentivo a
fornire condizioni di accesso paritarie, ma che neppure
soffrono direttamente dell’eventualità di colli di
bottiglia.
Il problema è, quindi molto complesso e strettamente
legato sia, per quanto riguarda la capacità esistente
alla revisione lunghezza dei contratti e alle soglie
Top, come dimostrano le pressioni della Commissione
su questi aspetti nel caso GFU, sia ad eventuali
necessari potenziamenti della capacità.
La diversità della disciplina e degli assetti di mercato
nei diversi paesi, resi possibili da una direttiva debole
sotto il profilo dell’offerta, rendono difficile ipotizzare
un miglioramento delle prospettive di trading nel
breve periodo. Tuttavia la presenza di una molteplicità
di produttori a Nord e l’interesse di traders e grandi
consumatori potrebbe avere un peso rilevante
sull’esitopositivodeilenti,masignificativicambiamenti
che sono in atto.
hanno intrapreso azioni di riforma che potrebbero
significativamente migliorare le condizioni di accesso.
In Belgio è stato approvato un emendamento alla
legge federale di riforma del settore del gas, varata
nel 1999, che dovrebbe sostituire l’attuale regime di
accesso negoziato con condizioni regolate dal
CREG. Saranno quindi emessi nei prossimi mesi i
decreti necessari all’attuazione della riforma.
Distrigaz sta inoltre valutando la possibilità di creare
società separate per le attività di trasporto e di
fornitura, assetto che dovrebbe sostituire l’attuale
regime di separazione manageriale.
In Germania sono in fase di ulteriore revisione gli
accordi di TPA negoziato, annunciata dai componenti
delle quattro associazioni1 in procinto di riunirsi
nuovamente intorno al tavolo di lavoro. Le modifiche
all’ordine del giorno prevedono:
z l’introduzione di un collegio di arbitri che garantisca
un equilibrio tra gli opposti interessi coinvolti nella
negoziazione;
z la definizione di un codice di rete che preveda una
metodologia semplificata per l’accesso e per il calcolo
delle tariffe di trasporto;
zl’eliminazione dell’attuale stratificazione delle tariffe
che prevede tre livelli tariffari per diversi segmenti di
rete a favore di un sistema punto a punto legato solo
alla distanza. Per la prima volta il settore del gas
tedesco ha permesso che fosse portata tra i punti in
discussione la revisione tariffaria caldeggiata
soprattutto dagli utenti industriali e termoelettrici;
zgaranzia di enforcement anche attraverso possibilità
di ricorso giudiziario per rendere effettivo l’accesso.
Rendere effettivi gli emendamenti proposti
implicherebbe una significativa spinta al TPA in un
1
Associazione degli utenti industriali tedeschi (BDI), associazione degli utenti industriali di energia (VIK),k associazione
delle aziende gas ed acqua tedesche (BGW), associazione delle imprese municipalizzate (VKU).
Newsletter n. 38
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La produzione di gas in Norvegia e nel
Mare del Nord
Nonostante i costi relativamente elevati di
produzione dovuti alla rigidità del clima ed alla
profondità dei campi, la stabilità politica e la
prossimità ai principali mercati di consumo in
Europa hanno permesso al mare del Nord di
giocare un ruolo di primo piano come produttore
di petrolio e di gas.
Dei tre principali paesi produttori, Olanda, Gran
Bretagna e Norvegia, la Norvegia è il maggiore
esportatore. Le stime confermano un ruolo di
primo piano della Norvegia come fornitore
europeo anche per il futuro: solo il 16% delle
riserve di gas è stato estratto mentre le risorse
ancora disponibili sono pari ad oltre 1200 miliardi
di mc di gas.
Il principale vincolo alla concorrenza upstream
tra produttori di gas norvegese è dato dalla
limitatezza delle infrastrutture disponibili,
condivise da diverse società.
La rete di collegamento con l’Europa
continentale ha, nel complesso una capacità di
trasporto pari ad oltre 76 miliardi di mc all’anno
e si articola nelle seguenti linee principali: i
sistemi Europipe I (18 miliardi di mc), Europipe
II (24 miliardi di mc/anno) e Statpipe/Norpipe
verso la Gemania, il tronco Zeepipe verso
Zeebrugge (13 miliardi di mc/anno) in Belgio, il
NorFra (15 miliardi di mc) verso Dunkerquea
nord della Francia.
Attualmente il gas norvegese viene acquistato
prevalentemente da: Ruhrgas, BEB, Meeg;
Thyssengas e Verbundnetz gas (Germania);
Gaz de France (France), Gasunie (Olanda),
Distrigaz (Belgio), Enagas( Spagna), OMV
(Austria), Snam ed Energia (Italia). La Germania,
il più grande mercato del gas nell’Europa
continentale importa dalla Norvegia il 20% del
proprio fabbisogno.
Circa la metà del gas che transita attraverso il
Norfra viene consumato in Italia e Spagna,
mentre l’altra metà rifornisce il mercato
francese.
Newsletter n. 38
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MERGERS & ACQUISITIONS
Evoluzione della struttura del mercato energetico italiano:
strategie di Enel ed Eni a confronto
Le liberalizzazioni nei mercati dell’elettricità e del gas in Italia stanno cambiando in modo significativo
l’assetto e gli equilibri consolidati nel settore energetico italiano, è quindi interessante analizzare come i due
colossi Enel ed Eni si sono e si stanno muovendo per riposizionarsi sul mercato.
L’individuazione di nuove strategie e l’ampliamento delle aree di business è conseguenza innanzitutto della
riduzione delle quote di mercato nei settori cui sono tradizionalmente legati.
La risposta per compensare le quote di mercato perse a seguito dei tetti1 posti a garanzia dell’apertura del
mercato consiste essenzialmente nella ricerca di nuovi mercati che possono essere nella stessa area di
business, ma localizzati all’estero, oppure integrazioni laterali e diagonali nel mercato nazionale, secondo un
modellomultiutility.
Senza pretendere di essere del tutto esaustivi ricordiamo nella tabella alcune recenti operazioni ritenute di
maggiore interesse per dimensione per ragioni strategiche.
Tabella 1
Eni
Enel
All’estero
Acquisizione della Lasmo (02/02/01)
Espansione su mercati del gas esteri,
Germania (joint venture con EBW per il
controllo di GVS), in Spagna (12% della
societ per la costruzione del gasdotto
Algeria-Europa)
Acquisizione di Viesgo (12/09/01)
Ingresso sulla borsa di Lipsia, Germania,
(LPX spot market)
Accordo con Mirant per sviluppare strategie di
trading di gas in Europa
Intesa con Repsol per importazione dal Qatar
In Italia
Gas
Upstream: riorganizzazione societaria
(Snam Rete Gas, Stoccaggi gas Italia)
Downstream: possibile cessione di
Italgas
Upstream: nuovi contratti di importazione
dall Algeria; Negoziati con Sonatrach per la
realizzazione di almeno un gasdotto per
l Italia; progetto di realizzare almeno un
terminale di GNL (per 5-6 miliardi di mc)
Downstream: acquisizione di circa 15
distributori minori e del 40% della Camuzzi
Elettricit
Impianti Enipower (due hanno gi
superato l iter autorizzativo)
TLC
Acquisizione di Infostrada integrata con W ind
1
Per l’elettricità: tetto del 50% (dal 2003) su produzione ed importazione, per il gas del 50% sulle vendite (dal 2003), tetto
del 75% sulle immissioni dal 2002.
Newsletter n. 38
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La strategia di Eni sembra essere maggiormente
orientata al rafforzamento della propria presenza sul
mercato internazionale come industria di petrolio e
gas, di qui l’interesse per l’acquisizione di importanti
compagnie petrolifere estere che possono facilitare
la penetrazione in aree geografiche alternative ed
incrementare le risorse necessarie per gli ingenti
investimenti in esplorazione e sviluppo dei siti. Meno
forte l’interesse per il downstream, stando anche alle
voci riguardanti l’eventuale cessione di Italgas.
L’impianto stesso del decreto Letta, in effetti,
favorisce questo tipo di scelta: il tetto sul gas venduto
e la regolazione più stringente nella distribuzione che
nell’upstream suggeriscono l’opportunità di un
incremento dell’attività di trading all’ingrosso,
verosimilmente più profittevole dei margini di
distribuzione.
Il vantaggio nell’approvvigionamento di gas e la non
inclusione del gas autoconsumato ai fini del
soddisfacimento del tetto alle immissioni consentono,
inoltre, di entrare nel mercato della generazione
elettrica con prezzi del combustibile estremamente
competitivi. Nessun interesse sembra essere invece
stato dimostrato da Eni nel downstream dell’elettricità.
Industria energetica più che multiutility, quindi,
candidata a proporsi come competitior a livello
internazionale, forte di un’esperienza maturata in
anni di negoziazioni con patner commerciali stranieri,
mentre, sul mercato italiano, sempre più focalizzata
nella parte a monte della catena del valore sia per il
gas sia per l’energia elettrica.
Diversa la strategia di Enel, società storicamente
di respiro meno internazionale e saldamente radicata
invece nel contesto italiano. L’interesse di Enel per
il mercato estero è, in effetti, un dato recente:
l’acquisizione di Viesgo e l’iscrizione di Enel
nell’LPX. Un interesse, tuttavia, verosimilmente
piuttosto marginale: la maggiore ambizione sembra
essere quella di diventare la principale multiutility
italiana orientata a cogliere le opportunità offerte
dalla contemporanea liberalizzazione del metano e
delle telecomunicazioni. La presenza di Enel in questi
due settori è andata in effetti rafforzandosi
sensibilmente nel corso dell’ultimo anno e mezzo:
acquisizione di Infostrada e sua integrazione con
Wind, penetrazione nel settore gas, nel downstream
attraverso una politica di acquisizioni di distributori
culminata nel recente acquisto del 40% della Camuzzi,
nell’upstream attraverso intese internazionali e progetti
di bypass della rete Snam (ipotesi di costruzione di un
nuovo terminale GNL e di un gasdotto con l’Algeria).
Il principale obiettivo aziendale sembra, dunque
essere maggiormente rivolto a sfruttare le economie
di integrazione commerciale e quelle derivanti dall’uso
congiunto di asset. Se per Eni le nuove strategie di
sviluppo si delineano sulla base di esperienze in
ambiziosi progetti internazionali (di cui Blustream è
forse l’ultimo più noto esempio), per Enel l’obiettivo
è valorizzare un consolidato patrimonio di clienti cui
offrire, secondo il modello one stop shopping, una
serie di servizi.
Effetto sui settori italiani coinvolti
Elettricità - Sul mercato elettrico la messa a regime
del parco di Enipower nel 2004 implicherà per
quest’ultima, sulla base di nostre simulazioni dello
sviluppo del mercato, una quota pari a circa 10% sul
totale di energia termoelettrica prodotta, terzo
operatore, quindi, dopo Enel ed Italenergia. Enel,
comunque, mantiene i due principali competitors a
debita distanza: la somma dell’energia prodotta da
Italenergia ed Eni power, infatti, resta inferiore a
quella dell’ex monopolista (Tabella 2).
Tabella 2 - Il mercato elettrico nel 2005
Capacit Installata
(MW)
Enel
24.880
Eurogen
5.920
Interpower
1.460
Endesa
2.569
Italenergia
6.105
Centro Energia
1.590
Eni Power
2.597
Altri
3.231
Totale
48.352
% Sul Tot.
51
12
3
5
13
3
5
7
100
Energia Prodotta
(GWh)
63.442
15.356
8.001
12.629
32.943
10.825
17.997
12.059
173.252
% Sul Tot.
37
9
5
7
19
6
10
7
100
Fonte: elaborazioni ref.Irs
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Gas - Mentre Eni è costretta a perdere terreno sulle
vendite di gas e, come detto, non ha dimostrato forte
interesse per un’espansione della propria presenza
nella distribuzione, la strategia di Enel nel mercato
del metano si è fatta via via sempre più aggressiva.
I volumi contrattati dall’Enel sono ormai ben 16
miliardi considerando gli accordi sulle forniture più
recenti: 6 miliardi provenienti dall’Algeria, 4 dalla
Nigeria, più i 6 miliardi di mc che, secondo l’intesa
con la Reosol, dovrebbero essere la quota di GNL
del Qatar. Considerando una domanda di 85 miliardi
di mc nel 2005, la quota soddisfatta dalla sola Enel
sarebbe intorno al 19%, superiore al circa 15% di
Italenergia.
La disponibilità di questo gas consente di assicurare
dual fuel ai clienti Enel: energia elettrica prodotta con
gas di propria fornitura e gas a grandi utenti, attraverso
Enel trade o agli utenti allacciati alla rete di
distribuzione. La strategia di espansione
nell’upstream sembra dunque funzionale al modello
multiutility che Enel sta delineando.
Questa la chiave di lettura, dunque, per la massiccia
ondata di acquisizioni nel downstream, che, con la
recentissima acquisizione del 40% della Camuzzi
porta Enel a diventare secondo distributore dopo
Italgas: rispettivamente 3 miliardi di mc e oltre 1
milione e seicentomila clienti, ovvero il 10% del
mercato per Enel, 8 miliardi di mc, quasi 5,8 milioni
di clienti per Italgas (circa 30% del mercato).
Tabe lla 3 - Tele fonia mobile (2000)
Fatturato
Clienti Quota di
(000) mk t (%)
Tim
Omnitel
W ind
Blu
15100
9500
633
159
21601
14920
4923
850
59,47
37,41
2,49
0,63
Tabe lla 4 - Tele fonia fissa (2000)
Fatturato
Clienti Quota di
(miliardi)
(000) mk t (%)
Telecom
Infostrada
W ind
Albacom
e-Biscom
37100,0
1783,5
354,9
668,0
82,0
26911,0
3500,0
2300,0
26,4
5,3
82,19
10,69
7,02
0,08
0,02
Prospettive sui mercati esteri
Come già evidenziato è la diversa storia aziendale
che influenza maggiormente la propensione delle due
principali imprese energetiche nazionali ad
incrementare l’attività all’estero. Se una maggiore
affermazione sul mercato internazionale è, infatti,
quasi naturale per Eni che deteneva all’estero già
prima della liberalizzazione una parte molto
significativa delle proprie attività, per Enel
l’espansione all’estero nel settore elettrico sembra
essere al momento un obiettivo secondario. Al
contrario, il maggiore coinvolgimento di Enel sul
mercato internazionale del gas rappresenta una
necessità in vista del rafforzamento sul mercato
interno. Ne mercato nazionale, dunque, più che nella
penetrazione su mercati esteri dell’energia, Enel
sembra al momento voler convogliare le risorse
derivanti dalla posizione di monopolio tuttora detenuta
sul mercato vincolato e dalle dismissioni delle Gencos.
Allo scopo di sostituire forniture di Eni con fonti di
approvvigionamento proprie Enel intende seguire
una strategia fondata su almeno tre elementi:
nuovi contratti stipulati con l’intenzione di bypassare
la rete di Eni, attraverso la realizzazione di un terminale
di GNL con capacità pari a ben 5-6 miliardi di mc/
anno. In questo modo Enel può svincolarsi dagli
TLC - Anche il rafforzamento nel settore
telecomunicazioni fisse è funzionale agli obiettivi di
vendita di elettricità e gas. Nelle telecomunicazioni il
gruppo Wind/Infostrada serve, stando ai dati del
2000, il 2,5% circa dei clienti della telefonia mobile
e ben 18% dei clienti nella telefonia fissa e dispone
di ben 18.000 Km di rete in fibra ottica con cui poter
potenziare la propria presenza nei servizi ad alto
valore aggiunto (Tabella 3). Evidenti i possibili
vantaggi in termini sia di risparmio dei costi di
commercializzazione sia di fidelizazzione di clienti
idonei o prossimamente idonei da un eventuale
pacchetto completo elettricità, gas, telefono e servizi
legati ad Internet. Il punto di forza di Enel può essere,
dunque un’unica bolletta e sconti per un bundle di
servizi integrati offerti ad utenti business e domestici
(Tabella 4).
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ostacoli posti dal TPA internazionale (in termini di
prezzi e condizioni di accesso) per il trasporto dai siti
di produzione alla frontiera italiana. Enel, a differenza
di molti altri ex monopolisti stranieri, sembra al
momento voler convogliare le risorse finanziarie
derivanti dalla posizione di monopolio tuttora detenuta
sul mercato vincolato e dalle dismissioni delle Gencos,
nell’investimento sulle infrastrutture gas più che nella
penetrazione attraverso acquisizioni su mercati esteri
dell’elettricità.
intese internazionali per ottenere appoggio
finanziario ed in termini di know how con imprese
estere già presenti sul mercato del gas (in questa
direzione l’accordo con Repsol)
intese con società internazionali per sviluppare
un’attività di trading a livello internazionale che
consenta di disporre di forniture spot da utilizzare sul
mercato italiano o funzionali alla penetrazione su altri
mercati europei (in questa direzione l’accordo con
Mirant per lo sviluppo dell’attività di trading nell’hub
di Zeebrugge).
Newsletter n. 38
Il principale vincolo alla penetrazione nel mercato
del gas in Europa è dato essenzialmente dal diverso
grado di liberalizzazione dei mercati che può rendere
difficile, anche per un colosso come Eni che detiene
significative partecipazioni nelle principali linee di
gasdotti, ottenere l’accesso su tratti regionali. Un
TPA non operativo nonostante la direttiva europea,
è il principale ostacolo che Snam ha incontrato nel
proporsi come fornitore sul mercato libero alla
tedesca GVS e che è stato superato attraverso una
joint venture con ENBW.
Le difficoltà possono essere attutite nel caso di paesi
in cui la domanda di energia è in forte crescita ed in
cui, per contro, l’offerta non è pienamente sviluppata.
Sia Enel che Eni, ad esempio, hanno dimostrato
molto interesse per le liberalizzazioni di elettricità e
metano sul mercato spagnolo: Eni ha recentemente
acquisito Viesgo (vedi box 1), mentre Eni detiene il
12% della società di costruzione del gasdotto
Medgaz, possibile avamposto per partecipare allo
sviluppo energetico di un paese in gran parte ancora
da metanizzare.
24 Ottobre 2001
18
Enel si aggiudica Nueva Viesgo
Con l’acquisto di Nueva Viesgo, società di generazione e distribuzione di energia elettrica controllata
da Endesa, Enel sbarca nel mercato iberico. La notizia è stata diffusa lo scorso 12 Settembre, quando
il colosso spagnolo ha indicato il nostro ex monopolista come vincitore della gara per l’acquisto di
Viesgo, per la quale erano in lizza altri due operatori: la domestica Hidrocantabrico (HC), i cui
principali azionisti sono Edf ed Electricidade de Portugal (EDP), e la belga Electrabel.
Per la prima acquisizione al di fuori dei confini nazionali, Enel verserà complessivamente 2147 milioni
di euro (circa 4157 miliardi di lire) ottenendo il controllo del 100% della società. Perché l’accordo
diventi effettivo bisognerà aspettare i via libera dell’autorità antitrust nazionale e dell’Unione
Europea, entrambi attesi nel giro di due mesi. La transazione verrà perfezionata 30 giorni dopo
l’arrivo delle autorizzazioni.
Un confronto tra le operazioni Enel- Viesgo ed Endesa-Elettrogen
Tutti ricorderanno che, solo tre mesi fa1 , un consorzio guidato proprio da Endesa si è aggiudicato
la prima delle tre GenCo che Enel è chiamata a mettere in vendita. Le parti si sono ora invertite in
uno sorta di swap di capacità italo-spagnolo.
Secondo le dichiarazioni di Endesa, Enel ha avuto la meglio su altri soggetti, tra cui Hidrocantabrico,
per la migliore posizione a livello economico e contrattuale: il concorrente italiano soddisfa i requisiti
richiesti dal governo spagnolo (liberalizzazione in corso nel paese di origine del concorrente straniero
e reciprocità nell’apertura dei mercati) e ha offerto il prezzo più alto nei due round della contrattazione
chiusi rispettivamente il 10 e il 13 Settembre.
Il prezzo pagato da Enel per Viesgo (2147 milioni di euro) è tuttavia di molto inferiore al valore che
emerge dal bilancio consolidato di Endesa (2719 milioni di euro) e anche di quello (2443 milioni di
euro) stimato da UBS Warburg considerando che la capogruppo non ha ceduto l’intera capacità di
generazione, ma solo l’asset idro e termoelettrico. Anche Schroder Salmon Smith Barney fa sapere
che si aspettava un prezzo molto più alto dalla transazione, circa 2.5-3 miliardi di euro, valutazione
in linea con quella di UBS.
Confrontando le somme contrattate nelle operazioni di acquisto di Elettrogen e di Viesgo emerge che
il prezzo/MW pagato da Enel per Viesgo è nettamente superiore a quello versato da Endesa
nell’acquisizione di Elettrogen, sia al netto che al lordo dei debiti (quelli rilevati dalla società spagnola
sono quasi il quadruplo di quelli di cui si farà carico Enel). L’impresa spagnola è tuttavia dotata di
un mix produttivo equilibrato ed in buono stato di efficienza, oltre che di una maggiore quota di idro
sulla capacità totale (28,2% contro 18,6%). Va poi sottolineato che Enel non ha acquisito solo gli
impianti di generazione, ma anche circa 24500 Km di rete di distribuzione, che si estendono per
24500 km nelle province settentrionali di Cantabria, Asturia, Palencia e Burgos Lugo, aree che hanno
registrato negli ultimi anni una crescita economica superiore alla media nazionale.
1
La gara per Elettrogen si è conclusa il 23 Luglio scorso.
Da cui è escluso l’asset nucleare, che Endesa ha preferito non cedere.
2
Newsletter n. 38
24 Ottobre 2001
19
Tabella 1
Capacit
I numeri a confronto
ELETTROGEN
5438 MW
Euro
Lire
(milioni) (miliardi)
2630
5092
1054
2041
3684
7133
Prezzo
Debiti
P+Debiti
VIESGO
2365 MW
Euro
Lire
(milioni) (miliardi)
1870
3621
277
536
2147
4157
Fonte: Enel
Viesgo impiega 1000 dipendenti, ha una capacità installata di 2365 MW2 (Viesgo Generation) e
serve circa 600000 clienti (Viesgo Distribucion). Gli impianti, distribuiti su tutto il territorio
nazionale, sono per il 72% termoelettrici ( carbone e olio combustibile) e per il 28% idroelettrici.
Delle sei centrali termoelettriche, cinque sono alimentate a carbone e operano in base e mid merit,
una utilizza oli combustibili e gas naturale ed è un impianto di punta. Tra le quattro centrali
idroelettriche ve ne è una dedicata prevalentemente al pompaggio. In alcuni casi gli impianti non sono
molto recenti, ma non sembrano necessitare di interventi di riconversione.
Dal punto di vista finanziario, nel 2000 Viesgo ha mostrato un fatturato di 670 milioni di euro, un
ebitda di circa 205 milioni di euro e utili per 80 milioni di euro.
Tabella 2
Generation Asset di Viesgo
Impianti
Capacit Combustibile
installata
netta (MW)
Cercs
Escucha
Puertollano
Escatron
Puentenuevo
160
160
220.5
80
323.5
Bahia de Algeciras
753
Aguayo
Alto Esla
Navia
Picos
Totale
389
85
162
32
2365
lignite
lignite
carbone
lignite
carbone,
antracite
olio comb, gas
naturale
idro
idro
idro
idro
Fonte: Power in Europe
La vendita di Nueva Viesgo fa parte di un ampio programma messo a punto da Endesa con la finalità
di raccogliere 5 miliardi di euro con i quali finanziare parte della futura espansione3 . Per quanto
riguarda il colosso italiano, con l’acquisizione di Viesgo, Enel entra in uno dei mercati più interessanti
dell’Unione. La Spagna infatti presenta un tasso di crescita della domanda di elettricità (5-6%
annuo) tra i più alti d’Europa che potrebbe generare nei prossimi anni un deficit d’offerta che aprirà
ulteriori occasioni di espansione.
3
I comunicati stampa parlano di un progetto di espansione da 20,5 miliardi di euro.
Newsletter n. 38
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20
LE INDICAZIONI DEL MERCATO SUI PREZZI DELL'ENERGIA
Prevedere i prezzi dell’energia: il Ct
Questa rubrica della Newsletter dell’Osservatorio
Energia offre agli abbonati un nuovo servizio: la
previsione del costo unitario variabile riconosciuto
per la generazione termoelettrica, il Ct. L’obiettivo
dell’esercizio è individuare il prezzo dell’energia
atteso dal mercato, sotteso alle quotazioni espresse
dai derivati finanziari sul cambio e sul petrolio.
Recentemente, ref., con il contributo di DalmineEnergie, ha elaborato un modello di previsione che,
a partire dalle attese sui prezzi del greggio e del tasso
di cambio dell’euro/dollaro, consente di prevedere
l’evoluzione dei prezzi dell’energia (il cosiddetto Ct).
In questo esercizio, lo scenario centrale per le esogene
è costituito dalle attese del mercato: per il greggio, si
considera la curva dei prezzi a termine del future sul
Brent, quotato all’IPE di Londra; per il cambio, si
utilizzano i forward del tasso di cambio euro/dollaro.
Non necessariamente tali quotazioni coincidono con
le nostre valutazioni circa l’evoluzione del tasso di
cambio o dei prezzi del greggio. Definire uno scenario
“centrale” non preclude la possibilità di sviluppare
scenari alternativi, percepiti come “scenari di rischio”
da parte degli operatori (impennate nei prezzi del
greggio e/o un accentuato indebolimento del tasso di
cambio).
In attesa che i destini della futura Borsa elettrica
divengano più chiari, la previsione del Ct costituisce
un indubbio vantaggio informativo. L’esercizio è
utile tanto a chi produce energia, quanto a chi la
compra. Dal lato dell’offerta di energia, offre la
possibilità di quantificare l’impatto sulla struttura dei
costi di generazione di possibili scenari di prezzo del
greggio e/o del cambio; inoltre, prevedere il prezzo
di vendita è un passaggio chiave per formulare
target di fatturato. Dal lato della domanda, prevedere
i prezzi dell’energia consente di delineare l’evoluzione
di una componente, in alcuni casi la principale, del
costo di produzione.
Per entrambi i soggetti, inoltre, le proiezioni sui prezzi
dei combustibili fossili e dell’energia sono uno
strumento indispensabile per sviluppare strategie di
copertura del rischio.
L’orizzonte della previsione è rappresentato dai sei
aggiornamenti bimestrali del 2002: in attesa della
delibera ufficiale dell’Autorità per l’Energia, forniamo
anche un breve commento del dato di pre-consuntivo
per il bimestre novembre-dicembre (Tabella 1).
Tabella 1 - Preconsuntivo: novembre-dicembre 2001
Variazioni % nella media del periodo di riferimento
Periodo di riferimento
(giu. 01- sett. 01) /
(dic. 00 - mar. 01)
Variazione %
Combustibili fossili in dollari:
(1)
BTZ
(2)
STZ
(3)
Pfob Carbone
(4)
Greggi
Cambio L/US$
(5)
-9.6
-24.4
12.1
-5.1
4.1
Indici di mercato in lire
Indice oli
Indice carbone
Indice gas naturale
Costo unitario riconosciuto (V t ,C t )
-9.0
12.2
-2.7
-5.4
(1)
Olio combustibile a basso tenore di zolfo (1%);
calcolato su medie mensili quotazioni SPOT giornaliere Cif Nwe
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, Saharian Blend, Zuetina.
(5)
Calcolato su medie mensili. Fonte: Uic
(2)
A partire dal secondo bimestre del 2001, sulla scia
della discesa delle quotazioni del greggio sui mercati
internazionali, il costo unitario variabile di produzione
dell’energia elettrica è risultato in flessione: tra
gennaio e maggio il Ct è diminuito del 16.1%. Nei
mesi più recenti, tale processo si è arrestato: negli
ultimi due bimestri, luglio-agosto e settembreottobre, il Ct è rimasto invariato al livello fissato
dall’Autorità per il bimestre maggio-giugno, 83.545
lire/kWh (l’andamento dei prezzi dei combustibili
fossili ha indotto variazioni del Ct inferiori alla soglia
del 2%).
Rispettoaivaloriutilizzatiperl’ultimoaggiornamento,
nel periodo giugno-settembre (mesi di riferimento
per l’aggiornamento della tariffa del bimestre
novembre-dicembre) le quotazioni internazionali
dei combustibili fossili espresse in dollari hanno
evidenziato una discesa del 5.1% per la media dei
greggi, una diminuzione del 9.6% per il Btz, ed una
Newsletter n. 38
24 Ottobre 2001
21
brusca caduta dell’Stz, -24.3%. I prezzi Fob del
carbone risultano aumentati del 12.4% e il cambio si
è deprezzato del 4.1%.
Su queste basi, per il bimestre novembre-dicembre
si quantifica una flessione del 9% dell’indice dei
prezzi in lire degli oli combustibili, una riduzione del
2.7% per l’indice dei prezzi in lire del gas, cui si
contrappone un forte aumento per l’indice dei prezzi
in lire del carbone, cresciuto del 12.2%.
Nel complesso, il Vt passa da 36.964 lire/Mcal a
34.965 lire/Mcal, con una diminuzione del 5.4%. Il
Ct scende da 83.545 lire/kWh a 79.021 lire/kWh.
In chiave prospettica, le esogene della previsione
sono efficacemente riassunte dalla Figura 1: la curva
dei prezzi a termine del future indica quotazioni del
barile di greggio stabili intorno ai 21$/bbl lungo tutto
l’orizzonte previsivo. Anche per il cambio le
quotazioni forward a uno, tre e dodici mesi sono
allineate su un valore di 0.90$ per euro. Ne discende
una flessione del prezzo in lire del Brent dalle 54mila
lire/bbl. attuali a circa 45mila lire/bbl. a fine 2002.
Il modello econometrico indica un’ulteriore flessione
del Ct a 73 lire/Kwh nel bimestre gennaio-febbraio
(-7.6%), e a 69 lire/kWh per il bimestre marzoaprile (-5.5%). Nei successivi bimestri del 2002 il
valore del Ct rimane costante: la variazione risulta
infatti inferiore alla soglia del +/- 2% (Figura 2). La
discesa del Ct è particolarmente marcata nei primi
due bimestri dell’anno, in ragione dal graduale
trasferimento in tariffa di quotazioni a termine del
petrolio sui 20$/bbl.
Figura 1 - Le esogene della previsione
Prezzo del Brent in migliaia di lire
Prezzo in lire/bbl.
75
70
65
60
55
50
45
40
00
a
l
o
01
a
l
o
02
a
l
o
Fonte: Consuntivi UIC-cambio, Datastream-Brent Crude-Phisical Del.
Elaborate a partire dai prezzi a termine del Brent-IPE e dei prezzi forward del tasso di cambio del 17/10/01
Figura 2 - La previsione del Ct
99.6
Lire/kWh
90
80
15
96.0
83.5
10
83.5
83.5
79.0
8.2
5
73.0
69.0
69.0
70
-3.7
60
-5.4
-7.6
69.0
69.0
69.0
-5.5
-5
-12.9
50
0
Var. %
100
-10
40
-15
01
m
m
l
s
n
02
m
m
l
s
n
Fonte: "Osservatorio Energia" - ref.irs su modello sviluppato per Dalmine Energie, elaborato a
partire dai prezzi a termine del Brent-IPE e dei forw ard del tasso di cambio del 17/10/01
Newsletter n. 38
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22
CONGIUNTURA
I prezzi delle borse elettriche europee a settembre 2001
I grafici dall’1 al 5 riassumono l’andamento dei prezzi e dei volumi orari per ciascuna delle borse elettriche
europee nel mese di settembre. I grafici 5 e 6 mettono a confronto i dati mensilidi suddetti mercati dal punto
di vista dei prezzi e dei volumi.
3 si registra uno dei picchi più alti, •75,11/MWh)
con smorzamenti sul finire del mese.
Complessivamente la variabilità dei prezzi è
aumentata notevolmente rispetto al mese scorso. I
volumi scambiati in settembre (maggiori di quelli di
agosto) sono aumentati durante tutto il mese con
punte eccezionali nelle ultime due settimane. A tal
proposito, a settembre il LPX ha confermato un
nuovo record di transazioni con un turnover
complessivo di più di un milione di MWh.
APX. La volatilità dei prezzi elettrici non risparmia la
borsa di Amsterdam neanche a settembre: il giorno
4, tra le ore 15 e 16 e con una domanda non
particolarmente elevata, la borsa ha toccato il suo
picco di prezzo più elevato dell’estate (•1.600/
MWh). La tenenza generale è che, a fronte di prezzi
medi più alti dell’11% rispetto ad agosto (28% nelle
ore di punta), i volumi medi scambiati in questo mese
sono declinati del 7% (del 9% nelle ore di punta)
rispetto al mese precedente. Nelle ultime due
settimane si sono registrati più volte picchi di prezzo
fino a •500-600/MWh non sempre dovuti a
condizioni di domanda-offerta stringenti.
NoodPool. Come ormai accade da mesi, la borsa
scandinava ha registrato la performance migliore ma
questa volta in due sensi: migliore rispetto alle altre
borse europee nel mese di settembre ma anche
migliore rispetto alle sue precedenti performance
estive. I prezzi hanno sempre oscillato tra il valore
minimo di •10/MWh e il massimo di •25/MWh
(superato solo il 3 settembre: notare la congiuntura
a livello europeo dei giorni 3 e 4 del mese) anche se
la variabilità è calata a fine mese con l’assestamento
dei prezzi intorno ai •23/MWh circa. (N.B.: ciò
accade perché in estate calano le risorse idriche). I
volumi scambiati sono aumentati dell’11% circa
rispetto ad agosto.
EEX/LPX. Anche per la borsa tedesca EEX, l’inizio
del mese di settembre non è dei più felici: prezzi
intorno ai •70/MWh nei giorni 3 e 4 non riflettono
condizioni di scarsità di energia visto che la domanda
era alquanto bassa. Per il resto, picchi di prezzo
sembrano ripetersi costantemente nelle successive
settimane con un andamento simile (nelle ore centrali
11-12 di ogni giorno e con forti cali nei week-end)
ed a livelli sempre più crescenti finendo poi per
attenuarsi solo gli ultimi giorni del mese. Tuttavia, se
i prezzi medi sono aumentati del 16% rispetto ad
agosto, le quantità non sono diminuite come in
Olanda ma, al contrario, quasi raddoppiate (circa il
47%) rispetto ad agosto, anche se non sempre i
picchi di domanda hanno coinciso con quelli di
prezzo.
La borsa di Lipsia segue, almeno in parte, lo stesso
andamento di EEX confermando l’alto grado di
concorrenza tra le due borse: picchi di prezzo regolari
e sostenuti nelle prime due settimane di settembre (il
OMEL. Nel mese di settembre la borsa spagnola ha
registrato una volatilità dei prezzi estremamente
elevata rispetto al trend storico, con picchi sostenuti
intorno ai •40-•50/MWh e superiori nell’ultima
settimana. I volumi medi sono rimasti sostanzialmente
invariati rispetto ad agosto mentre sono leggermente
aumentati (2%) nelle ore di punta.
Newsletter n. 38
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23
News dalle borse…
La volatilità dei prezzi della borsa olandese APX sta allarmando sempre più il settore elettrico soprattutto
per timore di aumenti alle tariffe finali regolamentate dal Dte. I sospetti di una manipolazione intenzionale dei
prezzi da parte dei traders sono difficili da comprovare. Nel frattempo l’APX sta migliorando la trasparenza
dei suoi mercati attraverso una serie di proposte al Dte tra cui l’obbligo, da parte dei generatori, di pubblicare
i giorni di manutenzione programmata degli impianti e di monitorare meglio i flussi di importazioni di capacità.
L’APX, inoltre, ha iniziato a pubblicare le curve giornaliere di domanda e offerta sul suo sito internet.
La borsa di Lipsia LPX ha comunicato che in ottobre il numero dei partecipanti è salito a 73: l’ultimo ad
aggiungersi è stato ENEL Produzione, che è la prima società elettrica italiana che partecipa in una borsa
elettrica europea.
Newsletter n. 38
24 Ottobre 2001
24
GRAFICI
60 000
50
50 000
40
40 000
30
30 000
20
20 000
10
10 000
0
1-set-01
MWh
60
VOLUM I
PREZZI
MWh
Euro/MWh
Grafico 1 - Omel Spagna
VOLUM I
PREZZI
7-set-01
14-set-01
21-set-01
27-set-01
Grafico 2 - Nord Pool
40 000
30
35 000
25
30 000
20
Euro/MWh
25 000
20 000
15
15 000
10
10 000
5
5 000
0
1-set-01
7-set-01
14-set-01
21-set-01
Newsletter n. 38
27-set-01
24 Ottobre 2001
25
Grafico 3 - LPX Germania
100
3 500
90
3 000
80
2 500
70
60
MWh
Euro/MWh
2 000
50
VO LUM I
P REZZI
1 500
40
30
1 000
20
500
10
0
1-set-01
7-set-01
14-set-01
21-set-01
27-set-01
Grafico 4 - EEX Germania
1000
80.00
900
70.00
800
60.00
700
600
500
40.00
MWh
Euro/MWh
50.00
VOLUM I
PREZZI
400
30.00
300
20.00
200
10.00
0.00
1-set-01
100
0
7-set-01
14-set-01
21-set-01
27-set-01
Grafico 5 - APX Olanda
450
2 500
400
2 000
350
1 500
250
MWh
Euro/MWh
300
VOLUM I
PREZZI
200
1 000
150
100
500
50
0
1-set-01
7-set-01
14-set-01
21-set-01
Newsletter n. 38
27-set-01
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26
Grafico 6 - Confronti Internazionali di Prezzo
1600.00
100.00
Euro/MWh
80.00
60.00
40.00
20.00
0.00
Medio
Minimo
Massimo
Medio Picco
Variabilit
Spagna
Nordpool
LPX
EEX
APX
36.57
19.28
59.11
46.61
0.31
20.88
10.78
25.67
22.99
0.13
22.76
2.61
80.03
29.59
0.41
22.88
6.00
71.20
30.05
0.41
34.83
0.01
1600.00
52.96
2.00
Grafico 7 - Confronti Internzionali Volumi Scambiati
25 000
MWh
20 000
15 000
10 000
5 000
0
Spagna
Nordpool
LPX
EEX
APX
Medio
19 731
9 403
1 842
219
1 099
Minimo
14 579
7 817
766
4
466
Massimo
24 648
11 673
3 323
797
1 965
Medio Picco
22 233
9 777
2 016
258
1 090
0.13
0.07
0.21
0.59
0.21
Variabilit
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27

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