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Ricerche per l’Economia e la Finanza
Newsletter Osservatorio Energia
Anno V - numero 58
25 luglio 2003
Nella Newsletter di questo mese…
! Le interruzioni avvenute nel corso dell'ultimo mese non rappresentano solamente la sfortunata concomitanza di eventi
eccezionali, ma sono il sintomo di criticità strutturali del sistema italiano. Oltre alle misure immediatamente necessarie
al superamento delle attuali difficoltà, si impone quindi una riflessione approfondita sulle loro cause e sugli interventi
utili ad affrontare le emergenze future.
! Si è avviata il primo luglio la consultazione sulle proposte dell’Autorità in materia di tariffe elettriche per il nuovo
periodo di regolazione 2004-2007. Numerose le novità rispetto alla disciplina attualmente in vigore: tra gli aspetti positivi
la compiuta separazione, in termini di costi riconosciuti e corrispettivi finali, dei diversi servizi offerti, a beneficio della
trasparenza e della promozione della concorrenza nelle attività non esercitate in monopolio.
! Entra nel vivo la seconda fase del bando per la realizzazione di progetti in nuove linee di interconnessione: la valutazione
tecnica dei progetti e la determinazione dell’ammontare di capacità alla quale gli investitori avranno accesso prioritario
da parte del GRTN avverrà per via simulativa; 43 le manifestazioni di interesse presentate.
! Il Ministero delle Attività Produttive rivede la disciplina per l’allocazione dei 200 MW di CIP 6 mensile, riservando
tale capacità ai clienti finali divenuti idonei in seguito alla riduzione della soglia di eligibilità, riuniti in gruppi di consumo
promossi dalle associazioni di categoria iscritte al CNEL, e rappresentati dai grossisti: dubbi sulla tempistica.
! Il recente intervento della Commissione Europea, che ha invitato formalmente l’Italia a conformarsi al diritto comunitario
in tema di libera circolazione dei capitali, abolendo il cosiddetto decreto “anti-Edf”, costituisce la seconda fase della
procedura d’infrazione: il governo italiano potrebbe essere citato in giudizio alla Corte europea di giustizia.
!
Sono attualmente in fase di studio in Gran Bretagna i BETTA British Electricity Trading and Transmission
Arrangements, che costituiscono un progetto finalizzato ad estendere al mercato scozzese i principi alla base del NETA
per dare vita ad un mercato britannico concorrenziale dell’energia elettrica. Importanti novità riguardano il servizio di
trasmissione ed il bilanciamento del sistema.
! Attività di M&As nel mese di giugno caratterizzata dalle conseguenze della fine della storica collaborazione tra
Electrabel e SPE nel mercato della generazione belga: ingresso di Edf in Belgio e di Electrabel in Francia. Da segnalare
l’attività di concentrazione proprietaria delle borse energetiche europee, guidata principalmente da APX.
! Dopo l’aggiornamento delle tariffe Ct e QE di fine giugno, che hanno visto una sensibile riduzione del primo (-3.4%)
e una riconferma del valore del secondo, per l’ultimo trimestre dell’anno si prevede un’ulteriore riduzione del costo
variabile della generazione, più consistente rispetto a quella stabilita nella delibera n.68/03, mentre nessun aggiornamento
è atteso per la componente QE.
! Gli elevati aumenti dei consumi elettrici sono ampiamente riconducibili agli scostamenti dalle medie stagionali delle
temperature. Depurando la vivace domanda elettrica da tali effetti, le stime di produzione industriale restituiscono un
quadro poco brillante per l’attività economica italiana a giugno e luglio e suggeriscono un andamento in diminuzione
per l’industria. Il ciclo scorte, che ha permesso di limitare le contrazioni ad inizio anno, sembra essere in via di esaurimento.
! L’aumento della domanda di energia elettrica in seguito alle elevate temperature e la ridotta disponibilità di elettricità
francese per l’export hanno generato forti tensioni sui prezzi delle borse elettriche europee nel mese di giugno. Critici
sono stati, soprattutto nell’area continentale, i giorni 24, 25 e 26 di giugno, in cui i picchi di prezzo hanno superato la soglia
dei 300 Euro/MWh. Omel e NordPool costituiscono le uniche eccezioni all’andamento generale dei mercati.
Soci sostenitori
Acea SpA, AEM Milano, AMPS Energie Srl, ASM Brescia, Assoelettrica, Centro Energia Gas (Foster Wheeler, Gruppo Merloni),
Confindustria, Dalmine Energie, Edison, Electra Italia, EnBW Italia, Enel SpA Corporate Finanza e Amministrazione, ENI,
Ferrero SpA, Servizio Studi Banca Intesa, Italgen SpA, Italgas, Pirelli SpA, Unicredit Banca Mobiliare, World Energy
Responsabile della Newsletter: Claudia Checchi - tel. 02 43441044 e-mail: [email protected]
INDICE
ANDAMENTO DEL MERCATO
Interruzioni di carico: quali prospettive e quali misure .........................................................................3
REGOLAMENTAZIONE
Tariffe elettriche: le proposte per il periodo regolatorio 2004-2006 ....................................................7
Gli investimenti privati in linee di interconnessione elettriche: pubblicate le regole tecniche ............ 11
200 MW di energia CIP6 riservati alle piccole e medie imprese ...................................................... 14
PANORAMA INTERNAZIONALE
La Ue ammonisce l'Italia per il decreto "anti-Edf" ............................................................................ 17
La riforma del settore elettrico in Gran Bretagna: i British Electricity Trading and
Transmission Arrangements ............................................................................................................ 21
MERGERS & ACQUISITIONS
M & A in Europa ................................................................................................................................ 24
L'ANDAMENTO DEL CT E DEL QE
Il prezzo dell'energia: le attese del mercato .......................................................................................... 26
CONGIUNTURA
Industria ancora in difficoltà .............................................................................................................. 30
Le borse elettriche europee a giugno 2003 ....................................................................................... 33
NewsletterOsservatorioEnergia
Mensile
Direttore responsabile:
Claudia Checchi
Gruppo di lavoro:
Valentina Di Maggio, Valentina Ferraris, Nicola Gallo, Michele Pacillo, Francesca Sala, Edoardo Settimio
Comitato Scientifico
R. Artoni, G. Martini, L. Parisio, M. Polo, P. Saraceno, C. Scarpa, G. Vaciago
Editore:
Ricerche per l’Economia e la Finanza srl
via Gioberti 5 - 20123 Milano
www.ref-online.it
Segreteria, editing e grafici:
Dalia Imperatori
Telefono: 02.43441022 - Fax: 02.43441027
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25 luglio 2003
ANDAMENTO DEL MERCATO
Interruzioni di carico: quali prospettive e quali misure
Il 26 giugno scorso i moniti a più riprese lanciati dal
GRTN sulle criticità del sistema italiano si sono
materializzati con le interruzioni all’utenza e gli allarmi
che ne sono seguiti. Queste hanno determinato una
serie di interventi, forse intempestivi, da parte delle
istituzioni e delle imprese per il superamento delle
immediate contingenze.
Le circostanze, eccezionali ma non irripetibili, che
hanno determinato quegli eventi inducono però a
riflettere sulle loro cause e sulle prospettive future.
Nel corso del prossimo anno la situazione potrebbe
essere anche più critica di quella attuale, ma gli spazi
per superare le attuali difficoltà esistono. È quindi
necessario accelerare tutti i programmi che possano
apportare un contributo di capacità in tempi brevi,
dedicare maggiore attenzione alla programmazione
del sistema e far partire la borsa, in modo da eliminare
gli odierni disincentivi ad una pronta risposta nei casi
di stress del sistema.
La siccità ha ulteriormente aggravato l’emergenza, in
particolare per i rischi di indisponibilità delle centrali
collocate lungo il corso del Po, la cui portata era
drammaticamente ridotta.
A questi fattori si sono aggiunti la minore fornitura
dalla Francia per un totale di 800 MW, che, grazie a
interventi di riallocazione dei flussi si è ridotta a 500
MW, e l’indisponibilità imprevista di alcuni impianti
nel corso della mattinata.
L’insieme degli eventi negativi sopra richiamati ha
comportato l’attivazione del PESSE e la discutibile
scelta di mantenere le forniture interrompibili senza
preavviso quale riserva di ultima istanza, comportando
il distacco delle utenze civili in via prioritaria rispetto
a quelle i cui contratti prevedevano l’interrompibilità.
Misure adottate per affrontare l’attuale
contingenza
Il verificarsi dei distacchi ha stimolato le, forse tardive,
reazioni delle istituzioni e delle società nell’intento di
comprendere le cause dell’emergenza e di predisporre
misure idonee a superarla.
La prima esigenza espressa da parte delle istituzioni è
emblematica. Il MAP, con il decreto del 25 giugno
20031, ha formulato delle direttive al GRTN al fine di
ottenere entro novanta giorni, e successivamente con
cadenza annuale, un rapporto sugli impianti di
generazione esistenti in Italia, che indichi alcuni dati
tecnici oltre alla potenza nominale, quella efficiente e
quella disponibile all’esercizio. Tale rapporto intende
soprattutto chiarire quanti MW possano essere utilizzati
e quali condizioni possano consentire il rientro in
esercizio degli impianti non disponibili oltre alle cause
di tale indisponibilità.
L’AEEG, con la delibera 72/03, ha promosso il primo
di luglio un’istruttoria conoscitiva volta ad individuare
le cause, gli sviluppi e le eventuali responsabilità delle
interruzioni verificatesi in giugno, esprimendo le stesse
esigenze informative del Ministero al fine di individuare
le possibili misure urgenti da adottare a garanzia dei
consumatori.
Le cause delle interruzioni indicate dal GRTN
Le cause che hanno determinato il ricorso al “piano di
emergenza per la sicurezza del sistema elettrico”
(PESSE) sono state esposte il 2 luglio in un comunicato
ai dipendenti dell’amministratore delegato uscente del
GRTN Pierluigi Parcu. In tale comunicato vengono
ribaditi i problemi strutturali che interessano la capacità
disponibile del parco italiano e che, in concomitanza
con eccezionali condizioni meteorologiche, hanno reso
necessario il ricorso ai distacchi di molte utenze sul
territorio.
Il principale fattore critico richiamato nel comunicato
è costituito dalle elevate temperature registrate nel
mese di giugno, che hanno comportato un notevole
incremento di domanda, con una punta stimata per il
26 giugno (in assenza di distacchi) pari a 53,200
MWh. A questa è corrisposta una riduzione della
capacità, dovuta ai limiti sulle temperature delle acque
di scarico delle centrali, limitando per esempio la
produzione di Porto Tolle a soli 850 MW, rispetto ai
2,400 potenziali.
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Questi due interventi denotano una carenza informativa
sulle reali condizioni di esercizio del parco di
generazione italiano, che, a fronte dei rischi da tempo
indicati dal GRTN e del livello di indisponibilità da
esso dichiarato, risulta un po’ sorprendente e, se
colmata prima, avrebbe forse potuto stimolare
interventi più tempestivi ed evitare alcuni dei disagi
subiti dagli utenti.
Al manifestarsi della crisi si sono comunque resi
necessari interventi che consentissero di affrontare le
immediate esigenze del sistema. Con il decreto legge
n. 158 del 3 luglio 2003 il MAP ha quindi innalzato
temporaneamente i limiti di temperatura degli scarichi
idrici delle centrali termoelettriche. Ciò ha consentito,
secondo quanto dichiarato dal Ministero, un incremento
di potenza pari a 2,000 MW, grazie al quale è stato
possibile evitare ulteriori interruzioni alle utenze civili
nei successivi giorni di alto carico. La costituzione
della cabina di regia per l’emergenza idro-energetica
ha inoltre portato alla decisione di procedere con i
rilasci di acqua da parte dei bacini idroelettrici al fine
di incrementare la portata del Po e soddisfare i
concorrenti fabbisogni dell’agricoltura e delle centrali
situate lungo il suo corso.
A queste immediate reazioni si sono affiancate le
proposte delle imprese di generazione per il
superamento dell’emergenza in collaborazione con il
GRTN e il MAP. Tali piani prevedono, nel caso di
Endesa ed Edipower, l’utilizzo di impianti che
avrebbero dovuto essere fermi per interventi di
repowering in modo da consentire una maggiore
disponibilità nei prossimi mesi e la contemporanea
accelerazione dei piani di investimento per consentire
l’entrata anticipata di nuove unità. Da parte di Enel si
è inoltre manifestata l’intenzione di rimettere in funzione
alcuni impianti turbogas dismessi, per un totale di
1,200 MW, che potrebbero fornire un importante
contributo alla copertura delle punte di domanda
durante il prossimo anno.
L’attuazione delle misure descritte fornisce sicuramente
una risposta alle attuali difficoltà. Il problema si presenta
però più complesso e la sua portata supera le
contingenze presenti. È quindi necessaria un’ulteriore
riflessione sugli elementi strutturali alla base della crisi
e sugli interventi che possono influenzare l’evoluzione
futura del sistema.
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La struttura del parco e i rischi di interruzioni
attuali a futuri
Gli eventi del 26 giugno presentano un carattere di
eccezionalità, ma non si possono considerare
imprevedibili o irripetibili. Le interruzioni del carico si
sono infatti verificate dopo un mese di temperature
record e di progressivo incremento del fabbisogno.
L’allineamento della punta estiva a quella invernale, a
causa principalmente dell’incremento nell’uso di
condizionatori, è un fenomeno in corso da diverso
tempo e l’occorrere di elevate temperature non è
escludibile anche per il prossimo anno. La riduzione
dell’energia da importazione, inoltre, è già accaduta
diverse volte nel corso del 2003 e non può quindi
essere considerata un caso isolato.
Il problema pare quindi essere più strutturale che
contingente, il che impone valutazioni approfondite
sulle cause e sulle possibilità di affrontare questo tipo
di emergenze.
A tale fine la questione più rilevante è quale sia la reale
capacità disponibile e il livello di fabbisogno che essa
è in grado di soddisfare, come evidenziato dalle
indagini del Ministero e dell’Autorità. Dalle analisi
effettuate da ref. sull’attuale parco impianti e sulla
programmazione della manutenzione, emerge che,
anche considerando le riduzioni dovute alle
temperature, ai vincoli ambientali e ai possibili guasti,
una corretta programmazione della fermata degli
impianti dovrebbe consentire una disponibilità (incluse
le importazioni) sufficiente a soddisfare livelli di
fabbisogno fino a 55,000 MW. La generazione italiana
presenta invece, secondo i dati del GRTN, un livello
di indisponibilità media pari a circa il 30%, al netto
degli impianti dismessi o in fermata di lungo periodo,
ed è quindi necessario comprendere il motivo di tale
insolitamente bassa producibilità.
L’importanza di questo fattore è tanto maggiore alla
luce del fatto che il prossimo anno potrebbero
presentarsi condizioni ancora più critiche di quelle
oggi presenti. I piani di emergenza presentati al MAP
dalle imprese di generazione quali Endesa ed Edipower,
comportano infatti revisioni dei tempi di uscita e di
entrata dei propri gruppi di generazione in grado di
garantire una maggiore capacità disponibile nei prossimi
mesi, ma non sono in grado di incidere sul quadro
complessivo, che per il prossimo anno vede il livello
di capacità insatallata rimanere sostanzialmente
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invariato, con un quantitativo di uscite prossimo a
quello delle entrate di nuove unità. Del resto, l’ipotesi
di rinviare la chiusura di alcuni impianti non farebbe
che demandare il problema ad un momento successivo,
ritardando l’adeguamento e l’incremento di efficienza
del parco italiano. Questa misura sembra comunque
difficilmente praticabile, dati gli interventi già introdotti
con il decreto stranded costs, che ha consentito il
mantenimento in esercizio di 4,000 MW non
“ambientalizzati” fino al dicembre 2004.
A parte alcuni modesti contributi da parte delle fonti
rinnovabili e dell’idroelettrico, la possibilità di
raggiungere un incremento di capacità nel corso del
prossimo anno è delegato alle annunciate riaperture
dei turbogas di Enel per un totale di 1,200 MW e
all’almeno parziale completamento della linea di
interconnessione con la Svizzera, San Fiorano – La
Robbia, che potrebbe incrementare la capacità di
importazione per oltre 1,000 MW.
A fronte di un continuo incremento del fabbisogno
nazionale, quindi, anche per il prossimo anno dovremo
confidare sulle importazioni per potere garantire la
sicurezza del sistema e il soddisfacimento della
domanda. Bisogna inoltre tenere conto che i problemi
potrebbero ripresentarsi già in inverno, quando, in
corrispondenza dei picchi di fabbisogno, il contributo
del parco idroelettrico potrebbe essere ridotto a
causa dell’intenso utilizzo estivo sia per fini produttivi,
sia per i rilasci destinati all’agricoltura.
Come accennato in precedenza, però, al di là degli
utili interventi sopra indicati, il parco italiano dovrebbe
consentire la copertura dell’attuale fabbisogno, a
patto che la programmazione del sistema sia coerente
con l’evoluzione della domanda. Per poter consentire
ciò e al contempo rendere maggiormente affidabili le
forniture dall’estero nei momenti critici, la migliore
soluzione appare l’avvio della borsa.
Gli attuali prezzi regolati non forniscono infatti adeguati
incentivi a coordinare la disponibilità degli impianti e
l’andamento del fabbisogno, da un lato, e a garantire
le forniture dall’estero dall’altro. La formazione di
prezzi orari di mercato, che rispecchiano le reali
condizioni di domanda e di offerta sul sistema, sono
in grado invece di contribuire al superamento dei
problemi molto meglio di quanto non sembra essere
avvenuto di recente. In presenza di una borsa le attuali
difficoltà, che erano prevedibili anche se si sono
rivelate maggiori delle aspettative, e i picchi di prezzo
che ad esse sarebbero corrisposti avrebbero
probabilmente incentivato una maggiore disponibilità
di capacità, evitando per esempio che l’impianto di
Fiume Santo, necessario a soddisfare il fabbisogno
sardo, fosse interamente in manutenzione durante il
mese di giugno.
I segnali di prezzo avrebbero inoltre influito sul lato
domanda, inducendo una riduzione volontaria del
fabbisogno, che avrebbe evitato le interruzioni resesi
necessarie e i danni da esse create alle utenze.
Per quanto riguarda le importazioni dall’estero,
l’indisponibilità dalla Francia potrebbe essere stata
sostituita dalla produzione di altri paesi, cosa
impossibile nel contesto attuale, dato il differenziale di
prezzo che si è registrato rispetto a paesi quali la
Germania.
Si rileva infine come gli impianti turbogas, che Enel
intende riattivare, probabilmente non sarebbero stati
dismessi se vi fosse stato un meccanismo di
remunerazione della riserva di ultima istanza in luogo
della attuali tariffe regolate, che in questo periodo non
sono sufficienti a coprire nemmeno i loro costi variabili.
A tale proposito è interessante notare come la proposta
di rendere nuovamente disponibili tali impianti sia
avvenuta in corrispondenza della pubblicazione della
delibera 67/03 dell’AEEG che istituisce lo STOVE e,
oltre a prevedere una esplicita remunerazione della
La borsa avrebbe garantito una maggiore
sicurezza del sistema
Le criticità che caratterizzano il settore elettrico, e che
non sembrano superabili almeno per un altro anno,
pongono la questione di quali interventi risultino idonei
a superare l’attuale fase.
Sicuramente la soluzione di alcuni problemi di rete
potrebbe fornire un utile contributo. Interventi di
adeguamento consentirebbero infatti il pieno utilizzo
di impianti la cui produzione oggi viene limitata dalle
congestioni. Nel caso di Turbigo ciò consentirebbe
di recuperare 400 MW di capacità, mentre nel caso
di Brindisi, il completamento del tratto di rete Matera
- S. Sofia consentirebbe di utilizzare appieno la
capacità installata e al contempo sfruttare
l’interconnessione con la Grecia.
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capacità riserva, aumenta il gettito delle componenti rf
destinate alla sua copertura. Questa misura comporta,
in primo luogo, un incremento dei corrispettivi
riconosciuti alla produzione degli impianti che
partecipano allo STOVE e un corrispondente
incremento dei corrispettivi pagati dai consumatori
1
per tale energia. Essa inoltre aumenta i corrispettivi
pagati dai clienti del mercato libero per la riserva,
incrementando il gettito a disposizione del GRTN per
la remunerazione della capacità degli impianti che
forniranno tale servizio sullo STOVE.
Decreto 25 giugno 2003, G.U. n.152 del 03/07/2003
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REGOLAMENTAZIONE
Tariffe elettriche: le proposte per il periodo regolatorio 2004-2007
- devono essere applicati tanto ai punti di immissione
(entry), quanto ai punti di prelievo (exit);
- possono essere differenziati nei livelli per area
geografica in modo da fornire agli utenti delle reti
segnali localizzativi di breve (congestioni) e di lungo
periodo;
" a livello nazionale, il DPEF per gli anni 2003-2006,
approvato nel luglio 2002 dal Consiglio dei Ministri,
e il disegno di legge AC 3297 sul riordino dei settori
energetici, attualmente in corso di discussione in
Parlamento, prevedono interventi sulle tariffe di
trasporto volti ad incentivare gli investimenti nello
sviluppo delle reti, considerati condizione
indispensabile per la promozione della concorrenza
(adeguamento del tasso di remunerazione riconosciuto
sul capitale investito, profit sharing tra impresa e
utenti a fine periodo regolatorio, price cap applicato
solo sui costi operativi e non su quelli di capitale). A
questo si aggiunge la previsione ulteriore
dell’unificazione di proprietà e gestione della rete di
trasmissione elettrica in capo ad un unico soggetto
privatizzato che, qualora si realizzasse, potrebbe
comportare una revisione della struttura della tariffa di
trasmissione anche in corso di periodo regolatorio.
Si è avviata il primo luglio la consultazione sulle
proposte dell’Autorità in materia di tariffe elettriche
- di trasporto, di misura, di vendita al mercato vincolato,
domestiche - per il nuovo periodo di regolazione
2004-2007. Numerose sono le novità rispetto alla
disciplina attualmente in vigore. Tra gli aspetti positivi
si segnala la compiuta separazione, in termini di costi
riconosciuti e corrispettivi finali, dei diversi servizi
offerti, a beneficio della trasparenza e della promozione
della concorrenza nelle attività non esercitate in
monopolio.
L’Autorità per l’energia, con un documento di
consultazione datato 1 luglio 2003, ha sottoposto a
consultazione degli operatori le proposte in materia di
tariffe elettriche - di trasporto, di misura, di vendita al
mercato vincolato, domestiche1 - per il nuovo periodo
regolatorio con inizio il 1 gennaio 2004 e termine il 31
dicembre 2007. Numerose sono le novità rispetto alla
disciplina attualmente in vigore, disegnata con la
delibera n.204/99 e poi rivista e sistematizzata nel
Testo Integrato dell’ottobre 2001. Le proposte di
revisione della disciplina attuale, soprattutto con
riferimento alle tariffe di trasporto, si inseriscono in un
quadro normativo europeo e nazionale che negli ultimi
mesi ha indicato nuovi obiettivi e priorità:
"in ambito europeo, il Regolamento sulle condizioni di
accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri
approvato il 26 giugno 2003, insieme alla nuova
Direttiva 2003/54/CE, detta alcuni principi per il
disegno delle tariffe di trasmissione con il fine di creare
strutture tariffarie armonizzate tra paesi, rimuovendo
così una delle principali barriere alla creazione di un
mercato unico, che riflettano i costi del servizio, che
inducano un utilizzo efficiente delle reti, che diano
opportuni segnali localizzativi. Secondo il
Regolamento, i corrispettivi per il servizio di trasporto
su reti di trasmissione:
- devono riflettere il costo effettivo ed efficiente del
servizio e, quindi, essere “non-transaction based”,
ovvero indipendenti dalla distanza tra punto di
immissione e di prelievo;
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Sintesi delle novità
Prima di affrontare in maggiore dettaglio le proposte
contenute nel documento di consultazione, si propone
una breve sintesi di quelli che sono i punti più rilevanti
e innovativi rispetto al regime tariffario in vigore.
" Vengono chiaramente identificati i costi e i
corrispettivi associati a ciascun servizio, ovvero
trasmissione (e dispacciamento), distribuzione, misura,
vendita al mercato vincolato, premessa irrinunciabile
per una graduale apertura alla concorrenza delle
attività non esercitate in regime di monopolio. In
particolare:
- identificazione di un corrispettivo separato a copertura
dei costi di misura, attualmente incluso nei corrispettivi
di trasporto;
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- identificazione di un corrispettivo separato a copertura
dei costi di commercializzazione connessi all’attività di
vendita al mercato vincolato, da includere nel
corrispettivo per il servizio di vendita al mercato
vincolato e non più nel corrispettivo per il servizio di
trasporto (ferma restando l’inclusione in quest’ultimo
di un corrispettivo a copertura dei costi di
commercializzazione del servizio di trasporto);
- esplicitazione anche per il mercato vincolato delle
componenti a copertura dei costi sostenuti dal Gestore
della rete per l’approvvigionamento delle risorse per
il servizio di dispacciamento (inclusa la riserva)
all’interno sia del prezzo dell’energia elettrica
all’ingrosso PGT sia della componente della tariffa
finale a copertura dei costi di acquisto dell’energia
elettrica CCA. I costi di gestione del servizio di
dispacciamento, invece, continuano ad essere compresi
nel corrispettivo per l’attività di trasmissione.
" Seguendo le indicazioni contenute nel disegno di
legge AC 3297, relativamente alle attività svolte in
regime di monopolio, e quindi trasmissione e
distribuzione, il livello tariffario iniziale sarà fissato in
modo da trasferire ai consumatori una quota degli
incrementi di produttività conseguiti nel periodo
regolatorio precedente non superiore a quella
assicurata alle imprese, e in particolare l’Autorità
propone un “equo” profit sharing del 50%-50%;
inoltre, il meccanismo di aggiornamento annuale dei
costi riconosciuti sarà differenziato, prevedendo
l’applicazione del price cap solo alle componenti
destinate alla copertura dei costi operativi (inclusi gli
ammortamenti economico-tecnici), e non alla
remunerazione del capitale investito che risulterà
dunque assoggettata ad una ROR regulation.
"L’Autorità ripropone il meccanismo di vincoli tariffari
e opzioni tariffarie con riferimento al solo servizio di
trasporto su reti di distribuzione, escludendo dal vincolo
sui ricavi, diversamente da quanto avviene nel regime
attuale, i corrispettivi per il servizio di trasporto sulla
rete di trasmissione, fissati per via amministrativa e per
i quali vale la logica del totale pass through a valle.
Nell’ipotesi di unificazione di gestione e proprietà
delle rete di trasmissione, l’Autorità valuterà
l’opportunità di abbandonare la tariffa amministrata e
introdurre un sistema di vincoli e opzioni analogo a
quello applicato sulla distribuzione (a parità di costi
riconosciuti), adottando una struttura tariffaria di tipo
entry-exit.
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" Per i servizi destinati ad una progressiva apertura
alla concorrenza, e quindi misura e vendita al mercato
vincolato, sono fissati corrispettivi obbligatori per via
amministrativa, cui tuttavia si affianca la possibilità
riconosciuta agli esercenti di offrire opzioni tariffarie
ulteriori. Con lo sviluppo della concorrenza, il regime
di corrispettivi obbligatori sarà sostituito da meccanismi
di tutela meno rigidi (es. fissazione di prezzi di
riferimento).
Consideriamo ora le proposte principali relative alle
singole attività disciplinate dal documento di
consultazione.
Servizio di trasporto
Relativamente al servizio di trasporto, la presenza di
una tariffa unica nazionale richiede, per il calcolo dei
costi riconosciuti, un riferimento ai costi medi di
settore cui si aggiunge un meccanismo di perequazione
a garanzia della copertura dei costi delle imprese
distributrici in ciascun ambito territoriale, che sarà
oggetto di un separato provvedimento dell’Autorità.
Per i costi operativi l’anno di riferimento è il 2001; per
i costi di capitale il capitale investito netto tiene conto
degli investimenti netti effettuati nel periodo 19972001 e la remunerazione continua ad essere calcolata
secondo la metodologia WACC (Weighted average
cost of capital). Diversamente da quanto avviene
nella regolazione attuale, tuttavia, si propone di trattare
in modo equivalente, dal punto di vista del rischio
sistematico riconosciuto, le attività di trasmissione e
distribuzione, in quanto con la totale “disintegrazione”
dei diversi servizi offerti si configurano entrambe
come “pure” attività di gestione delle reti: nella proposta
dell’Autorità il coefficiente β, che misura appunto il
rischio sistematico (cioè non diversificabile) per le due
attività, dovrebbe variare nell’intervallo 0.4-0.5,
mentre nel 1999 esso era pari per la trasmissione a
0.43 e per la distribuzione e vendita al vincolato a
0.76.
Trasmissione
Coerentemente con le indicazioni normative emerse
in ambito europeo e nazionale sopra richiamate, il
documento di consultazione propone:
" l’applicazione di un sistema di tariffe amministrate
(ρ3(tras)) in cui si rivede la ripartizione dell’onere
relativo al servizio di trasmissione posto a carico dei
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Servizio di misura
punti di prelievo (clienti finali) e dei punti di immissione
(produttori), prevedendo eventualmente un percorso
di aumento graduale, nel corso del periodo di
regolazione, della quota di costi attribuita ai produttori2;
" al fine di incentivare lo sviluppo della rete di
trasmissione:
- l’immediata inclusione, nel valore del capitale investito,
degli investimenti in nuova capacità, senza attendere
la fine del periodo di regolazione;
- il riconoscimento di un tasso di remunerazione degli
investimenti in nuova capacità specifico, e superiore a
quello garantito sulle infrastrutture esistenti, da
quantificare in sede di ridefinizione dei canoni dovuti
ai proprietari delle reti.
Secondo quanto stabilito nel Testo Integrato l’attività
di misura, che ricomprende le attività di installazione
e manutenzione dei misuratori, nonché di rilevazione
e registrazione delle misure, ricade, per quanto attiene
i punti di prelievo, sotto la responsabilità principale dei
distributori. Tuttavia, non essendo stabilito nelle
concessioni di distribuzione alcun vincolo di esclusiva,
si prevede per essa una progressiva apertura alla
concorrenza, lasciando in ogni caso al distributore il
ruolo di fornitore di ultima istanza.
Coerentemente con questa impostazione, nel
documento di consultazione l’attività di misura viene
scorporata da quella di distribuzione sia in termini di
costi riconosciuti (tema peraltro non affrontato nel
dettaglio), sia in termini di corrispettivi per il servizio.
Pur lasciando ai distributori la possibilità di definire
opzioni tariffarie ulteriori connesse all’offerta di servizi
aggiuntivi rispetto a quello “base”, l’Autorità intende
fissare una tariffa obbligatoria così strutturata:
- ρ1(mis) espressa in centesimi di euro per punto di
prelievo/anno;
- ρ3(mis) espressa in centesimi di euro per kWh.
Distribuzione
Per il servizio di distribuzione continua a valere una
regolazione basata su vincoli ai ricavi dei distributori
e opzioni tariffarie: il vincolo V1, con verifica ex post,
pone un tetto ai ricavi conseguibili per tipologia di
utenza dall’offerta di opzioni tariffarie base e speciali;
il vincolo V2, con verifica ex ante, stabilisce un tetto
ai ricavi ottenibili per cliente dall’offerta di opzioni
tariffarie base.
Rispetto al regime in vigore si prevedono alcune
importanti modifiche in riferimento al vincolo V1:
"il vincolo dovrebbe riguardare tanto i ricavi connessi
all’attività di trasporto su reti di distribuzione (V1tar
che dà luogo all’opzione tariffaria di riferimento TV1),
tanto quelli risultanti dall’applicazione di corrispettivi
per il servizio di connessione (V1con che definisce
l’opzione di connessione di riferimento CV1),
attualmente portati in deduzione del vincolo stesso;
"la nuova opzione tariffaria TV1 risulta dalla somma
delle seguenti componenti:
- ρ1 = ρ1(cot) + ρ1(disMT) + ρ1(disBT) espressa in
centesimi di euro per punto di prelievo/anno;
- ρ3 = ρ3(cot) + ρ3(disAT) + ρ3(disMT) espressa in
centesimi di euro per kWh;
dove gli elementi ρ1(cot) e ρ3(cot) consentono la
copertura dei costi di commercializzazione del solo
servizio di trasporto3;
" l’opzione di connessione CV1 è composta da un
corrispettivo fisso per nuova connessione (o
adeguamento di quella esistente) e da un corrispettivo
riferito alla potenza richiesta.
numero 58
Servizio di vendita al mercato vincolato
Come anticipato, anche la tariffa per il servizio di
vendita al mercato vincolato risulta modificata rispetto
al regime vigente in diversi aspetti.
" La nuova tariffa include una componente destinata
a coprire i costi di acquisto dell’energia elettrica
(l’attuale componente CCA), cui si aggiunge una
componente a copertura dei costi di
commercializzazione del servizio di vendita, estrapolata
dalle attuali tariffe di trasporto, così articolata:
- ρ1(cov) espressa in centesimi di euro per punto di
prelievo/anno;
- ρ3(cov) espressa in centesimi di euro per kWh.
Nella determinazione dei costi attribuibili alla
commercializzazione del servizio di vendita, l’utilizzo
di un approccio “incrementale” rispetto ai costi di
commercializzazione del solo servizio di trasporto
porterebbe al riconoscimento di un livello di costi
piuttosto basso, con il rischio di ridurre i margini di
entrata di nuovi operatori in questa fase della filiera e,
quindi, di rallentare il processo di liberalizzazione;
d’altro lato, però, l’adozione di una logica “stand9
25 luglio 2003
alone”, che comporta una valutazione separata dei
costi dei due servizi, causerebbe un indebita
duplicazione dei costi riconosciuti. Sulla base di tali
considerazioni e con l’obiettivo di favorire lo sviluppo
della concorrenza, l’Autorità propone di attribuire al
servizio di vendita una quota non superiore al 20% dei
costi di commercializzazione oggi coperti dal
corrispettivo di trasporto (ρ1(ven) per le utenze non di
illuminazione pubblica).
# Dalla componente CCA viene scorporata la quota
a copertura dei costi sostenuti dal Gestore della rete
per l’approvvigionamento delle risorse necessarie al
servizio di dispacciamento, cui viene data separata
evidenza.
# In luogo della componente γPG a copertura dei
costi di generazione per i clienti finali non dotati di
misuratore multiorario si introduce una componente
γMPG, dove il parametro γM è differenziato su base
trimestrale in modo da tenere conto del diverso valore
assunto nel corso dell’anno dalla componente del
prezzo all’ingrosso a copertura dei costi fissi di
generazione. In effetti, come sottolinea l’Autorità, nel
regime attuale l’applicazione del γPG garantisce la
copertura dei costi fissi di generazione solo su base
annua; in altri termini, le variazioni trimestrali del γPG
riflettono quasi esclusivamente le variazioni della
componente a copertura del costo di combustibile, il
Ct, e non di quella a copertura dei costi fissi, per la
quale si ha un effetto di compensazione tra i vari mesi
dell’anno (sottocopertura nei mesi invernali e
sovracopertura nei mesi estivi). Se questo non generava
problemi in una situazione in cui la base clienti del
mercato vincolato era piuttosto stabile, a meno di
effetti liquidità per gli esercenti il servizio di distribuzione
(i quali a loro volta a acquistano l’energia a un prezzo
che è differenziato per fascia oraria), potrebbe viceversa
dare luogo a sussidi incrociati tra clienti in caso di
migrazione dal vincolato al libero di un consistente
numero di clienti. Proprio per evitare tali sussidi, si
ritiene opportuno garantire l’aderenza dei corrispettivi
ai costi su un arco temporale più breve dell’anno
attraverso una articolazione quantomeno “stagionale”
della componente a copertura dei costi di generazione.
1
Nell’articolo non verrà trattato il tema delle tariffe elettriche applicate alla clientela domestica.
L’Autorità propone l’applicazione di un corrispettivo di trasmissione differenziato per fascia oraria per i clienti finali dotati
di misuratori multiorari, mentre per gli altri clienti finali ed i generatori il corrispettivo è flat.
3
Si noti anche che, rispetto all’attuale TV1, è scomparsa dal vincolo la componente r3(tras).
2
numero 58
10
25 luglio 2003
Gli investimenti privati in linee di interconnessione elettriche: pubblicate le
regole tecniche
Con la pubblicazione, a fine giugno, da parte del
GRTN, dell’elenco delle manifestazioni di interesse
per la realizzazione di progetti in nuove linee di
interconnessione e delle regole per la valutazione
tecnica dei progetti e per la determinazione
dell’ammontare di capacità per la quale gli investitori
avranno accesso prioritario, entra nel vivo la seconda
fase del bando previsto dalla Delibera 151/02, volto
a favorire l’intervento privato per il potenziamento
delle infrastrutture di rete.
Le manifestazioni di interesse accettate dal GRTN
hanno già superato una prima selezione, in merito alla
valutazione dei requisiti professionali, tecnici ed
economici delle società, o consorzi di società,
proponenti. Si tratta di 43 progetti, molti dei quali
proposti in più versioni alternative, relativi alla
costruzione di nuove linee di interconnessione tra
l’Italia e i paesi esteri per l’importazione di energia
elettrica, a diversi livelli di tensione, che deve essere
però superiore ai 120 kV: le nuove linee entreranno
infatti a far parte della rete di trasmissione nazionale.
Dei progetti proposti, almeno 8 sono relativi a
interconnessioni a corrente continua, i restanti a
corrente alternata, quasi tutti sulla frontiera nord (16
progetti per l’interconnessione con la Svizzera, 13
con l’Austria, 10 con la Slovenia, 3 con la Francia di
cui uno con la Corsica, 1 con la Croazia).
Per quanto riguarda le società impegnate, la maggiori
parte dei progetti sono presentati da più società
congiuntamente, tra le quali le più attive appaiono
Terna (presente in 10 progetti, la maggior parte dei
quali in collaborazione con Enel Produzione ma anche
con Energia, Trafigura e altri), Edison (6 progetti),
AGSM Verona (5 progetti alcuni con Aice Reti, altri
con Sol), EGL (6 progetti con Aice Reti), Cartiere
Burgo con Energetic Source (4 progetti), TIWAG
con SEL (3 progetti).
La seconda parte del bando indetto dal GRTN
secondo le linee indicate dall’Autorità, prevede una
fase di valutazione tecnica dei progetti, volta a valutare
sia la compatibilità tecnica dei progetti con la rete già
esistente (secondo la 151/02 i progetti possono essere
rigettati con motivazione scritta solo se ritenuti non
numero 58
congrui o non compatibili con la sicurezza di
funzionamento del sistema elettrico) sia la capacità
aggiuntiva apportata al sistema dai singoli progetti al
fine di determinare l’ammontare di capacità
relativamente al quale gli investitori avranno accesso
a titolo prioritario.
Nell’interpretazione del GRTN la congruità dei
progetti verrà valutata sia relativamente al rispetto
delle norme di legge relative ai requisiti tecnici e
funzionali sia alle specifiche tecniche richieste dal
GRTN. La compatibilità con il funzionamento del
sistema elettrico verrà invece valutata in relazione agli
effetti sul corretto esercizio del sistema derivanti
dall’inserimento del nuovo elettrodotto nel sistema
elettrico. Verranno inoltre rigettati i progetti che
comportano una riduzione della capacità di
interconnessione disponibile, secondo la definizione
descritta di seguito.
La Delibera 151/02 impone al GRTN di calcolare la
capacità di interconnessione a cui ogni investitore
avrà diritto a titolo prioritario:
"in maniera proporzionale all’aumento complessivo
di capacità di interconnessione tra zone;
"in misura dell’80% della capacità aggiuntiva fornita
da ogni progetto.
In particolare il GRTN determinerà per via simulativa:
" la capacità di interconnessione complessivamente
apportata al sistema dall’insieme delle nuove linee;
" la capacità di interconnessione apportata al sistema
dai singoli progetti;
"le zone di rete tra le quali la capacità viene aumentata
da ogni singolo progetto;
" la capacità di accesso a titolo prioritario a cui ogni
investitore nei singoli progetti ha diritto.
La simulazione del funzionamento del sistema avviene,
secondo gli standard internazionali definiti dall’UCTE,
considerando il funzionamento del sistema nel
complesso, individuando, per i dieci anni successivi
all’entrata in funzione dei nuovi elementi di rete, due
situazioni statiche, relative rispettivamente all’inverno
e all’estate, dove nel sistema elettrico vengono
considerati i seguenti elementi:
11
25 luglio 2003
"realizzazionedegliinterventiprevistidalpiano triennale
di sviluppo della rete del GRTN;
" entrata in funzione degli impianti di generazione
autorizzati al momento della chiusura del bando entro
la data prevista;
" dispacciamento degli impianti in maniera
proporzionale alla massima capacità di generazione;
" aumento del fabbisogno secondo il tasso annuale
previsto.
Vengono quindi così definite, per ogni anno
considerato, le seguenti misure:
TTCCB: la massima capacità di interconnessione in
assenza delle nuove linee;
TTCSD: la massima capacità di interconnessione in
ipotesi di realizzazione di tutti i progetti;
FLFK: i flussi su ogni frontierak in ipotesi di realizzazione
di tutti i progetti;
TTCSD,j: la massima capacità di interconnessione in
ipotesi di realizzazione di tutti i progetti escluso uno
(progetto j);
FLFK,j:iflussisuognifrontierakinipotesidirealizzazione
di tutti i progetti escluso uno (progetto j).
La massima capacità di interconnessione del sistema
viene calcolata aumentando la generazione nelle zone
estere e diminuendo contemporaneamente quella
nazionale in maniera proporzionale alla capacità
massima degli impianti, “stressando” così il sistema
fino al massimo compatibile con il criterio in sicurezza
N-1 (tutte le linee in servizio meno una).
Vengono quindi rielaborate le informazioni ottenute
dalle simulazioni per calcolare:
"l’incremento di capacità ottenuto grazie all’insieme
delle nuove linee, dato dalla differenza tra la massima
capacità in presenza ed i assenza delle nuove linee:
∆TTCSD = TTCSD − TTCCB
∆TTCSD ≠ ∑ ∆TTCSD , j
j
Ad esempio può verificarsi il caso che più linee tra due
zone creino una congestione a che in caso di costruzione
di un singolo progetto non si avrebbe, ed in questo
caso si ha:
∆TTCSD < ∑ ∆TTC SD , j
j
mentre al contrario potrebbero aversi situazioni in cui
la costruzione contemporanea di più linee risolva
congestioni che una sola linea non è in grado di
risolvere contemporaneamente, in questo caso quindi:
∆TTCSD > ∑ ∆TTC SD , j
j
Per definire il diritto di accesso prioritario sono necessari
due ulteriori passaggi. Il GRTN ha infatti stabilito di
calcolare la proporzione per definire tale diritto
tenendo conto anche della differenza tra la capacità
complessivamente apportata da tutte le nuove linee e
la somma di quella apportata dai singoli progetti; su
questa misura viene calcolato l’80%:
∆CAI j =
∆TTCSD
* ∆TTCSD , j *0.80
∑ ∆TTCSD, j
j
" l’incremento di capacità apportato dal singolo
progetto j, dato dalla differenza tra la massima capacità
in presenza ed in assenza della linea j:
∆TTCSD , j = TTCSD − TTCSD , j
numero 58
In questo modo è quindi possibile sia che una linea
apporti capacità di trasmissione al sistema inferiore
alla sua massima potenza, ad esempio perché
congestionata a valle, sia che la somma delle capacità
apportate dalle singole linee j sia diversa dalla somma
della nuova capacità apportata da tutti i progetti
contemporaneamente:
12
Data l’interconnessione della rete è però possibile che
la nuova capacità apportata riconosciuta al progetto j
derivi da flussi su frontiere diverse da quella su cui
l’impianto è costruito. Secondo le disposizioni
dell’Autorità è stato quindi deciso di riconoscere
l’accesso prioritario solo relativamente alla capacità
nuova capacità imputabile all’incremento dei flussi
sulla singola frontiera k sulla quale è costruita la linea.
25 luglio 2003
La capacità di interconnessione a cui gli investitoti
hanno diritto viene quindi ponderata per la proporzione
dei flussi aggiuntivi sulla singola frontiera k:
∆CAI j , k =
FLFk − FLFk , j
∑ ( FLF
k
− FLFk , j )
La specificità della materia e l’alto grado di tecnicismo
non consentono un giudizio di merito sulle modalità
scelte dal GRTN. Ciò che si può osservare è che la
soluzione scelta rende il beneficio in termini di accesso
prioritario derivante dall’investimento in una nuova
linea fortemente dipendente dalla realizzazione degli
altri progetti ammessi al bando. Pur essendo data la
possibilità di rinunciare alla costruzione di una linea in
caso questa venga ritenuta dagli investitori non
economicamente vantaggiosa, viene da chiedersi se le
imprese che godono di un indubbio vantaggio
informativo sullo stato attuale della rete (quali le
società derivanti dall’ex monopolista nonché le società
attualmente proprietarie della rete esistente, peraltro
appartenenti allo stesso gruppo) non siano in grado sia
di stimare meglio l’ammontare del diritto che verrà
concesso ad un singolo progetto (riducendo così la
rischiosità dello stesso), sia di agire strategicamente
per scoraggiare i progetti dei concorrenti, ad esempio
presentando progetti che hanno come scopo principale
quello di ridurre il ricavo atteso dai progetti dei
concorrenti, scoraggiandone la realizzazione e
rendendo quindi automaticamente più profittevoli i
propri.
Infine un elemento critico potrebbe anche essere
rappresentato dal fatto di tenere in considerazione,
nella definizione delle ipotesi alla base delle simulazioni,
tutti i progetti in nuove centrali già autorizzati (ad oggi
20000 MW), nonché i progetti previsti dal piano
triennale di sviluppo della rete del GRTN (5 nuove
interconnessioni). Sebbene ciò non impatti direttamente
sulla variazione di capacità apportata dai progetti
relativi al bando, tali ipotesi rappresentano senza
dubbio una situazione lontana dalla realtà, che potrebbe
comportare un notevole errore nella valutazione dei
flussi e delle congestioni interne. Sarebbe quindi forse
opportuno che anche questi progetti venissero tolti in
caso di loro decadenza o evidente ritardo, così come
avviene per i progetti relativi al bando.
* ∆CAI j
j
Tali valori vengono calcolati per i 10 anni successivi
all’entrata in funzione dei nuovi elettrodotti, e per ogni
anno vengono definiti due valori, uno relativo al periodo
estivo e uno a quello invernale. Inoltre tali valori
verranno ricalcolati ogni volta che il GRTN dovesse
ricevere una comunicazione di rinuncia alla costruzione
di uno dei progetti ammessi.
Da sottolineare infine che nel caso in cui una nuova
linea di interconnessione comportasse la creazione di
un nuovo polo di produzione limitato, il GRTN chiederà
al proponente di variare il punto di collegamento alla
rete di trasmissione nazionale esistente, anche se la
modifica non sarà obbligatoria. In questo, come in altri
casi in cui le nuove linee impattino sulla localizzazione
delle congestioni, il GRTN può modificare la
suddivisione della rete in zone. In questo caso è
possibile che la creazione delle nuove congestioni
vada poi a limitare l’incremento di capacità di
interconnessione riconosciuto al progetto.
Il calcolo della capacità a cui verrà riconosciuto il
diritto di accesso prioritario, come definita dal GRTN,
avviene con un certo grado di arbitrarietà: essendo
basata su simulazioni dipenderà infatti in maniera
determinante dalle ipotesi assunte (ad esempio quelle
sul dispacciamento degli impianti nel calcolo dei flussi
fisici). Del resto un’allocazione dei diritti basata sulla
semplice potenza delle nuove interconnessioni avrebbe
senza dubbio sovrastimato l’esternalità positiva
apportata dalle nuove linee al sistema sulla base della
quale è riconosciuto il diritto di accesso prioritario,
non tenendo conto della possibilità di elementi che
limitano tale esternalità (come le nuove congestioni).
numero 58
13
25 luglio 2003
200 MW di energia CIP6 riservati alle piccole e medie imprese
Con un decreto ministeriale recentemente approvato1,
il Ministero delle Attività Produttive rivede la disciplina
per l’allocazione dei 200 MW di CIP 6 mensile,
riservando tale capacità ai clienti finali divenuti idonei
in seguito alla riduzione della soglia di eligibilità del 29
aprile scorso, riuniti in gruppi di consumo promossi
dalle associazioni di categoria iscritte al CNEL, e
rappresentati dai grossisti, categoria che per la prima
volta ottiene in un documento ufficiale il riconoscimento
del ruolo di aggregazione e intermediazione apportabile
al sistema.
La disciplina dal gennaio al luglio 2003
La riserva di 200 MW ad allocazioni mensili era stata
stabilita dal Decreto del 22 novembre 20022 proprio
in vista della possibilità, successivamente alla nuova
fase di apertura, di cambiarne in corso d’anno la
destinazione. Per i primi sette mesi dell’anno le
assegnazioni mensili si sono quindi svolte con
procedure simili a quelle delle allocazioni annuali,
ossia attraverso aste per bande di 10 MW a cui
potevano partecipare tutti i clienti idonei iscritti
nell’elenco dell’Autorità. Le aste prevedevano il
rilancio, da parte degli assegnatari, sulla parte fissa del
prezzo base d’asta, per il quale l’Autorità, con la
Delibera 204/02, aveva stabilito un coefficiente di
variazione Am rispetto al prezzo base delle
assegnazioni annuali PBA. Il prezzo base delle
assegnazioni mensili PBm era dato quindi da.
PBm = 0.659Ct + PBA * Am
La tabella 1 riporta l’elenco degli assegnatari delle
bande mensili: le 20 bande da 10 MW disponibili sono
state allocate a pochi operatori (al massimo tre in un
mese), quasi sempre grossisti; del resto per le
assegnazioni mensili non valeva l’accorgimento, inserito
nelle assegnazioni annuali dall’Autorità per favorire il
pluralismo di assegnatari, di imporre rilanci di prezzo
per richieste superiori al 10% della capacità disponibile.
La tabella 2 riporta i prezzi base per le assegnazioni
mensili, definiti come in [1], e i prezzi medi di
numero 58
14
Tabella 1 - Ris ultati as s egnazioni CIP 6 mens ili
(MW)
Asse gnatario
BP Italia
Dalmine Energie
EDISON Energia
Electra Italia
Enel T rade
Energia e T erritorio
EniPower T rading
Totale
ge n fe b mar apr mag giu lug
10
50
90
40
190 200 150 200
200
40
100
120
10
200 200 200 200 200 200 200
Fonte: GRTN
Tabella 2 - Prezzi base e risultati delle ass egnazioni
mens ili CIP6 (Eurocents/KWh)
gen
feb
mar
apr
PBA*
Am
3.0990
3.0239
2.9235
2.0065
0.659*
Ct
2.7059
2.7059
2.7059
2.9161
PBm
5.8048
5.7297
5.6294
4.9225
PBIDm
medio
3.4850
3.3959
3.3379
2.4516
PIm Rilancio
medio medio
6.1909
12%
6.1018
12%
6.0438
14%
5.1575
22%
Fonte: elaborazione ref. su dati AEEG e GRTN.
assegnazione riportati dal GRTN3, dove PBIDm
medio è il prezzo medio per la parte fissa delle offerte
accattate e PIm il prezzo medio di assegnazione totale
(parte fissa più parte variabile legata al Ct). La tabella
riporta anche il rilancio medio, calcolato in percentuale
sulla parte fissa: i valori, che vanno dal 12% al 22%,
sono senza dubbio indice di una forte pressione
competitiva su queste aste, e denotano quindi un
generale eccesso di domanda di energia CIP6. Per
confronto lo stesso valore calcolato sulle assegnazioni
annuali vede un rilancio medio del 6%, che sale però
al 29% per le bande riservate a clienti interrompibili.
La disciplina introdotta dal decreto
La novità introdotte dal decreto riguardano sia i
soggetti che possono partecipare all’assegnazione
che il meccanismo di allocazione.
Da agosto 2003 (fino a fine anno) la capacità mensile,
suddivisa in bande minime di 5 MW, sarà riservata ai
clienti finali che precedentemente al 29 aprile scorso
non potevano accedere al mercato libero, nemmeno
25 luglio 2003
attraverso consorzi; in particolare 100 MW saranno
riservati ai clienti con consumo finale fino a 0.5 GWh
(e ovviamente superiore a 0.1 GWh, soglia minima di
idoneità), i restanti 100 ai clienti finali con consumi
compresi tra 0.5 e 1 GWh.
Sebbene il decreto affermi in prima battuta che i clienti
finali possono partecipare sia in forma individuale che
associata, a ben vedere le associazioni rappresentano
l’unico tramite attraverso cui è possibile partecipare
alle assegnazioni. Infatti è stabilito che le associazioni
rappresentate all’interno del CNEL debbano
provvedere al raggruppamento dei consumatori in
gruppi di acquisto e designare i grossisti che di fatto
partecipano all’assegnazione. In sintesi quindi i clienti
individuali possono partecipare solo se aderenti ad
una associazione e non possono nemmeno designare
direttamente un grossista.
L’assegnazione ai grossisti avviene pro quota rispetto
alle richieste dei singoli clienti finali da questi
rappresentati, e, in caso di richieste superiori alle
disponibilità, in maniera proporzionale rispetto ai
consumi certificati dai consumatori finali.
Il prezzo di assegnazione dell’energia CIP 6 è stabilito
con lo stesso criterio attraverso cui viene definito il
prezzo base per le aste, con alcune differenze. Per la
parte fissa il costo evitato di esercizio e di impianto è
aggiornato ai nuovi valori pubblicati dalla Cassa
Conguaglio: si utilizzano infatti i valori a conguaglio
per il 2002, nelle assegnazioni annuali sono stati
invece utilizzati i valori a conguaglio per il 2001. Tali
costi sono stati aumentati da 2.43 a 2.5 centesimi di
Euro/kWh. Inoltre non viene utilizzato il coefficiente
di adeguamento mensile Am utilizzato per la definizione
del prezzo base d’asta delle aste mensili. La tabella 3
riporta il confronto tra il prezzo a cui sarà venduta
l’energia assegnata pro quota e quello che sarebbe
stato il prezzo base d’asta per le assegnazioni mensili
con la vecchia disciplina. Viene inoltre riportato il
prezzo medio delle assegnazioni annuali,
rispettivamente per le bande assegnate a clienti idonei,
a clienti interrompibili e ai clienti finali con il 55% dei
consumi in F4. Per l’ultimo trimestre il valore del Ct è
stimato.
A causa dell’abolizione del coefficiente Am il prezzo
delle assegnazioni mensili sarà superiore a quello che
sarebbe stato il prezzo base d’asta per i mesi estivi
mentre sarà inferiore per i mesi autunnali. Nonostante
l’aumento della parte fissa, l’assenza della pressione
competitiva generata dal meccanismo d’asta rende il
prezzo delle assegnazioni mensili inferiore sia rispetto
a quello medio delle bande annuali (+ 1.2-1.3%) sia
rispetto a quello delle bande riservate ai clienti con
consumi in F4 (+0.9%). Le bande più convenienti
rimangono naturalmente quelle interrompibili, che
implicano uno sconto del 6% circa rispetto al prezzo
dell’energia mensile.
L’incertezza regolatoria
L’intento del Ministro di favorire la partecipazione
alle assegnazioni mensili di CIP 6 da parte dei nuovi
clienti idonei, che può anche essere visto come un
mezzo per favorire l’uscita dal mercato vincolato e
sensibilizzare le associazioni di categoria alla diffusione
delle informazioni relative alle opportunità create
dall’abbassamento della soglia di idoneità dell’aprile
scorso, è senza dubbio condivisibile; nonostante ciò
si deve ancora una volta sottolineare come le modalità
di intervento del legislatore siano tali da sollevare
giuste critiche e paventare anche possibili ricorsi alla
giustizia amministrativa, che molto spesso hanno
Tabella 3 - I prezzi del CIP 6 (Eurocents/k Wh)
Prez zo
Prez zo
Prez zo
Prez zo me dio Prez zo
asse gnazioni base aste medio bande
bande
medio
pro quota
mensili
annuali
interrompibili bande F4
ago
set
ott
nov
dic
5.3179
5.3179
5.0721
5.0721
5.0721
3.8978
4.8243
5.6711
5.4662
5.6711
5.3835
5.3835
5.1377
5.1377
5.1377
5.0047
5.0047
4.7589
4.7589
4.7589
5.3659
5.3659
5.1201
5.1201
5.1201
Fonte: elaborazioni ref. su dati AEEG, GRTN e Cassa Conguaglio
In consivo: valori del Ct stim ati
numero 58
15
25 luglio 2003
caratterizzato la regolamentazione del mercato elettrico
negli ultimi anni, proprio in relazione alle assegnazioni
CIP6.
In primo luogo è evidente la sottovalutazione delle
tempistiche necessarie all’organizzazione della
partecipazione alle assegnazioni da parte delle piccole
imprese. Nonostante la possibilità di modificare la
normativa fosse già stata prevista dal decreto del
novembre 2002, e nonostante la nuova fase di apertura
sia scattata a fine aprile, il decreto è stato emanato
solamente il 3 luglio. Il GRTN ha proceduto a bandire
gara per le assegnazioni relative al periodo agosto-
settembre ancor prima della pubblicazione del decreto
in Gazzetta Ufficiale, prevedendo la data di chiusura
dello stesso per il 28 luglio (la pubblicazione è del 24
luglio). Ne consegue che i nuovi clienti idonei hanno
sette giorni di tempo per contattare l’associazione,
organizzarsi nei gruppi di consumo e scegliere il grossista
a cui demandare il compito di partecipare alle
assegnazioni. Tutto ciò detta effettivamente seri dubbi
sulla possibilità di giungere al termine delle assegnazioni
senza l’intervento di ricorsi, gettando quindi un ulteriore
elemento di incertezza regolatoria sul panorama già
molto indefinito del mercato elettrico italiano.
1
Decreto del Ministero delle Attività produttive 3 luglio 2003, Gazzetta Ufficiale n. 169 del ,23/7/2003.
Gazzetta Ufficiale, n. 285 del 5/12/02.
3
GRTN, Rapporto sulle attività del Gestore della rete di trasmissione nazionale Aprile 2002 – Marzo 2003.
2
numero 58
16
25 luglio 2003
PANORAMA INTERNAZIONALE
La UE ammonisce l’Italia per il decreto “anti-Edf”
Dopo nove mesi di travaglio il ddl Marzano di riordino
del settore energetico ha ricevuto il 16 luglio scorso la
prima approvazione dalla Camera dei Deputati e
attende ora di essere esaminato dal Senato. Numerose
modifiche sono state apportate rispetto sia all’impianto
originario del disegno di legge del ministro Marzano
sia al testo preparato dalla Commissione Attività
Produttive per l’esame parlamentare ma uno dei punti
su cui governo e parlamento sembrano essere concordi
riguarda un articolo che in sostanza ribadisce quanto
affermato già dal decreto legge n.192/2001, conosciuto
come decreto “anti-Edf”, con cui il governo italiano ha
congelato al 2% i diritti di voto dell’impresa pubblica
francese Electricité de France (Edf) in Italenergia, la
holding che controlla Edison, il maggiore gruppo
privato italiano del settore energetico.
L’Italia sembra quindi intenzionata a fronteggiare la
linea dura dichiarata dalla Commissione Europea che
proprio pochi giorni prima aveva invitato formalmente
il governo italiano a conformarsi al diritto comunitario
in tema di libera circolazione dei capitali, abolendo il
decreto anti-Edf. L’intervento della Commissione
costituisce la seconda fase della procedura d’infrazione:
se entro due mesi il governo italiano non prenderà i
necessari provvedimenti a riguardo potrebbe essere
citato in giudizio alla Corte europea di giustizia.
nei settori dell’energia elettrica e del gas italiani nel
caso in cui siano:
$ soggetti controllati direttamente o indirettamente
da uno Stato o da enti pubblici;
$ operanti in posizione dominate nei propri mercati
nazionali;
$non quotati in mercati finanziari regolamentati.
In effetti, nel luglio 2001 Italenergia ha dovuto lanciare
l’OPA obbligatoria su Montedison e “a cascata” su
Edison e a fine anno deteneva direttamente e
indirettamente il 97.38% del capitale ordinario di
Montedison e il 95.7% di Edison. Senza l’intervento
governativo, il colosso francese avrebbe dunque avuto
una sfera di influenza non indifferente su MontedisonEdison, divenendo l’operatore straniero più importante
nel mercato italiano del gas e il secondo maggiore nel
mercato elettrico dopo l’impresa spagnola Endesa.
L’obiettivo primario del provvedimento è stato quello
di salvaguardare i processi di liberalizzazione e
privatizzazione in atto in Italia nei settori elettrico e del
gas naturale a seguito del recepimento delle direttive
europee in materia di mercato unico per l’energia.
Tuttavia, l’attuazione delle direttive europee da parte
degli Stati membri non è avvenuta in maniera simmetrica
e al tempo in cui è stato emanato il decreto anti-Edf la
Francia era fortemente in ritardo con il recepimento
delle direttive3; monopolisti sui mercati nazionali ancora
di fatto chiusi alla concorrenza, le imprese pubbliche
Edf e Gaz de France (GdF) hanno potuto espandersi
all’estero soprattutto in quei mercati maggiormente
liberalizzati in cui si è sviluppato un maggiore livello di
concorrenza, sfruttando così le asimmetrie nel grado
di apertura della domanda finale di energia. Per questi
motivi, il decreto ha stabilito che la durata dell’efficacia
del provvedimento è strettamente legata all’evoluzione
del processo di liberalizzazione dei mercati energetici
dell’Unione europea: infatti la disposizione vale “fino
alla realizzazione all’interno dell’Unione europea di un
mercato pienamente concorrenziale nei settori
dell’elettricità e del gas [...]” (art.1).
In definitiva, la giustificazione di tale interferenza del
governo italiano nel libero movimento dei capitali
Le motivazioni del governo italiano
Nei primi mesi del 2001 Italenergia Spa - partecipata
dal gruppo Fiat (38.6%), Edf (18%), gruppo Tassara
(20%) e vari istituti di credito per complessivi 20% aveva acquisito il 52% del capitale ordinario di
Montedison tramite conferimenti e acquisti dai soci.
Per frenare l’avanzata del gruppo francese nella holding
che controllava Montedison-Edison il governo aveva
emanato il decreto legge n.192 del 25 maggio 2001,
recante “Disposizioni urgenti per salvaguardare i
processi di liberalizzazione e privatizzazione di
specifici settori dei servizi pubblici” e convertito in
legge il 20 luglio 2001 (legge n.301/2001)1. Tale
provvedimento limita i diritti di voto al 2% a coloro
che detengono partecipazioni dirette o indirette,
superiori al 2%2, nel capitale sociale di società operanti
numero 58
17
25 luglio 2003
risiede nel principio di reciprocità cui le direttive fanno
riferimento in alcuni punti4. Al principio della reciprocità
si appella un articolo del ddl energia rimasto quasi del
tutto invariato rispetto alla versione approvata poi
dalla Camera5. Limiti strutturali vengono imposti alle
imprese di Stati membri che non garantiscono
reciprocità; inoltre, l’obiettivo di tutela dei processi di
liberalizzazione e privatizzazione presente nel decreto
legge n.192/2001 viene sostituito con quello di tutela
delle esigenze di sicurezza degli approvvigionamenti
nazionali e di concorrenza nei mercati. Come vedremo
di seguito, proprio l’obiettivo di tutela dei processi di
privatizzazione e liberalizzazione del decreto anti-Edf
è stato criticato dalla Commissione Europea.
Le motivazioni della Commissione Europea
Nell’ottobre 2002, la Commissione Europea ha
iniziato, attraverso un richiamo informale, la procedura
di infrazione contro Italia e Spagna - che ha varato un
provvedimento restrittivo simile a quello italiano accompagnandola con la proposta al governo francese
di sopprimere alcune misure pubbliche che
comportavano elementi di aiuti di Stato a favore di
Electricité de France6. Con il passare dei mesi, tuttavia,
di fronte alla reticenza dei governi di Italia e Spagna,
la Commissione ha dovuto avviare la seconda fase
della procedura di infrazione prevista all’articolo 226
del Trattato CE inviando così un parere motivato al
governo: la Commissione ritiene che le disposizioni
delle leggi italiana e spagnola siano incompatibili con
il Trattato CE, in particolare con le norme riguardanti
il libero movimento dei capitali (art. 56), e che vadano
tenute distinte le questioni inerenti il diverso grado di
liberalizzazione del settore dell’energia e le restrizioni
agli investimenti transfrontalieri.
Sin dalla riunione del 20 giugno 2001 la Commissione
ha chiarito che lo Stato membro che proceda alla
privatizzazione di una società agendo in qualità di
azionista di controllo, ha la facoltà di fissare determinate
condizioni per la cessione (con eventuali limiti alla
partecipazione di imprese pubbliche nelle società
privatizzate), purché tali condizioni:
$ si applichino in modo non discriminatorio;
$ siano giustificate da motivi imperiosi di interesse
pubblico;
$ siano idonee a garantire il raggiungimento del fine
prefissato;
numero 58
18
$ non vadano oltre quanto necessario per il
raggiungimento del fine stesso.
La Commissione ha inoltre confermato che, al termine
dei processi di privatizzazione, le autorità pubbliche,
non esercitando più alcun controllo sulle società,
devono astenersi dall’intervenire ulteriormente nelle
vicende delle società privatizzate a meno che tali
interventi non siano giustificati da un interesse definito
nel Trattato CE ovvero da un altro interesse pubblico
superiore e non comportino discriminazioni tra i cittadini
dei vari Stati membri.
Nel caso dell’Italia, secondo la Commissione la tutela
dei processi di privatizzazione e liberalizzazione non
costituisce un motivo imperioso di interesse generale:
la consolidata giurisprudenza della Corte di giustizia
conferma che ragioni di natura economica non possono
giustificare misure volte a violare i principi fondamentali
del Trattato CE da cui non sono esenti neanche le
disposizioni del Trattato che lasciano libertà agli Stati
membri di scegliere il regime di proprietà (art. 295).
In secondo luogo, per quanto concerne il diritto di
reciprocità richiamato dalla legge italiana (e spagnola),
la Commissione ha ribadito il carattere incondizionato
dei diritti fondamentali stabiliti dal Trattato CE. Le
clausole di reciprocità presenti nelle direttive
comunitarie sul mercato interno dell’energia si
riferiscono alla prestazione di servizi specifici e non si
applicano al regime di proprietà delle imprese o
all’esercizio dei diritti derivanti dalla proprietà.
Alcune considerazioni finali
Proprio la tesi della reciprocità - quella su cui si basa
il governo italiano per giustificare il decreto anti-Edf è stata messa sotto accusa dalla Commissione
Europea. Più volte il ministro Marzano ha sostenuto
che il quadro legislativo sarebbe cambiato solo in
caso di una maggiore apertura alla concorrenza del
mercato elettrico francese o di avvio del processo di
privatizzazione e quotazioni in borsa di Edf da parte
del governo francese; inoltre, il governo italiano aveva
suggerito alla Commissione una analisi parallela della
procedura d’infrazione contro Italia e Spagna e del
procedimento avviato contro gli aiuti di Stato a Edf,
come se si trattassero di due facce di una stessa
medaglia. In questi ultimi giorni sarebbero in corso
trattative tra Edf e Enel per l’ingresso di quest’ultimo
nel mercato elettrico francese, il che potrebbe costituire
25 luglio 2003
un primo passo verso una risoluzione del problema
del congelamento dei voti di Edf in Italenergia.
Nella nota diffusa il 9 luglio scorso, la Commissione ha
ribadito che il problema del diverso grado di
liberalizzazione del settore dell’energia non può
costituire un motivo di ostacolo alle libertà fondamentali
del Trattato che istituisce la Comunità Europea. La
tutela dei processi di privatizzazione e liberalizzazione
dei mercati energetici - obiettivo del decreto anti-Edf
- spetta semmai alla Commissione stessa la quale, per
affrontare il problema delle distorsioni alla concorrenza
e delle asimmetrie tra mercati, ha essenzialmente a
disposizione due modalità:
$ il continuo monitoraggio dell’operato degli Stati
Membri al fine di garantire la giusta e tempestiva
attuazione delle vigenti direttive;
$e la vigilanza sulla piena applicazione delle regola di
concorrenza fissate dal Trattato.
L’attività di monitoraggio dell’attuazione da parte dei
Paesi membri delle direttive comunitarie sulle
liberalizzazioni dei mercati dell’energia elettrica e del
gas naturale ha portato la commissione ad intraprendere
un processo di revisione delle direttive stesse, visti gli
scarsi risultati che fino ad allora aveva apportato. Lo
sforzo di accelerare il processo di liberalizzazione dei
mercati europei dell’elettricità e del gas da parte della
Commissione è stato intrapreso sin dalla primavera
del 2001, con una prima bozza di modifica delle
vigenti direttive comunitarie. Il processo di revisione
si è recentemente concluso e il Consiglio europeo ha
adottato le nuove direttive su elettricità e gas ma con
rilevanti modifiche rispetto alla bozza originaria del
2001 - soprattutto a causa della resistenza del governo
francese - che ne hanno sforzato lo slancio innovativo
iniziale.
numero 58
Sul secondo versante, l’attività di vigilanza della
Commissione sui processi di ristrutturazione
dell’industria energetica si è evidenziata in numerosi
occasioni in cui la Commissione ha applicato le regole
di concorrenza in materia di pratiche commerciali
restrittive e distorsioni della concorrenza e ha esaminato
attentamente ogni aiuto di Stato concesso alle imprese
elettriche e del gas (compresi quelli inerenti il settore
nucleare). Un esempio interessante degli ultimi anni è
stato l’intervento volto a far fronte al rafforzamento
della posizione dominante di Edf sul mercato tedesco
attraverso l’operazione di concentrazione che ha
riguardato EnBW: in tal caso, il problema delle
distorsioni alla concorrenza e delle asimmetrie tra
mercati derivante dalla partecipazione di Edf in EnBW
- uno dei maggiori operatori energetici del mercato
tedesco liberalizzato e tra i principali competitors di
Edf in Francia - é stato risolto alla luce delle regole
della concorrenza7, senza che lo Stato tedesco
ricorresse ad una legge per limitare i diritti di voto di
Edf in EnBW.
In definitiva, all’interno della cornice delineata dal
Trattato CE basata sulle quattro libertà di movimento
(merci, persone, servizi, capitali), la tutela della
sicurezza degli approvvigionamenti nazionali e della
concorrenza nei mercati, qualora sia messa in pericolo
da operazioni di concentrazione e/o acquisizione, può
avvenire solo attraverso le misure (ex-post) previste
e già consolidate dalla dottrina della concorrenza e
dell’antitrust e non attraverso provvedimenti che exante possono distorcere il libero movimento dei
capitali nei mercati dell’Unione europea.
19
25 luglio 2003
1
Pubblicata sulla G.U. n.170 del 24 luglio 2001.
In base a tale legge, inoltre, non si tiene conto, nel calcolo dei quorum assembleari deliberativi, delle azioni eccedenti il limite
del 2%.
3
La Direttiva 96/92/CE sul mercato dell’energia elettrica è stata recepita con la legge 108 del 10 febbraio 2000 (Legge sulla
modernizzazione e sullo sviluppo del servizio pubblico dell’elettricità), con un anno di ritardo rispetto al limite imposto a livello
comunitario. La Direttiva europea 98/30/CE sul mercato del gas naturale è stata recepita solo di recente con la legge 20038 del 3 gennaio 2003 rispetto alla scadenza dell’agosto 2000.
4
Tuttavia la Commissione ha fatto notare che il principio di reciprocità richiamato nelle direttive si riferisce essenzialmente
a servizi specifici quali le condizioni di accesso alle reti.
5
L’articolo 14 recita così: “Fino alla completa realizzazione del mercato unico dell’energia elettrica e del gas naturale,
in caso di operazioni di concentrazione di imprese operanti nei mercati dell’energia elettrica e del gas cui partecipino
imprese o enti di Stati membri dell’Unione europea, ove non sussistano adeguate garanzie di reciprocità il Presidente
del consiglio dei ministri, su proposta del Ministro delle attività produttive e di concerto con il Ministro dell’economia
e delle finanze, può, entro trenta giorni dalla comunicazione dell’operazione all’Autorità garante della concorrenza e
del mercato, definire condizioni e vincoli cui devono conformarsi le imprese o gli enti degli Stati membri interessati allo
scopo di tutelare esigenze di sicurezza degli approvvigionamenti nazionali di energia ovvero la concorrenza dei
mercati.”
6
La Commissione ha invitato il governo francese a sopprimere la garanzia di Stato illimitata di cui benefica Edf in virtù del
suo status di EPIC (Etablissement public à caractère industriel et commercial - Istituto pubblico a carattere industriale
e commerciale) che rende inapplicabile la legislazione in materia di insolvenza. Come conseguenza di tale status, infatti, Edf
beneficiava di rating di affidabilità creditizia tra i migliori e di bassi costi dei suoi prestiti. La Commissione ha inoltre avviato
una procedura formale di indagine in merito a taluni vantaggi fiscali concessi a Edf nel 1997.
7
La Commissione Europea ha imposto al monopolista francese Edf di mettere all’asta “capacità virtuale” di 6.000 MW a fronte
della sua partecipazione in EnBW (25%): i concorrenti acquistano, in diverse tranche, la disponibilità di una determinata
potenza a prezzo fisso per periodi compresi tra i due mesi e i tre anni.
2
numero 58
20
25 luglio 2003
La riforma del settore elettrico in Gran Bretagna: i British Electricity Trading
and Transmission Arrangements
Sono attualmente in fase di elaborazione in Gran
Bretagna i BETTA (British Electricity Trading and
Transmission Arrangements), che costituiscono un
progetto finalizzato a promuovere la creazione di un
mercato britannico concorrenziale dell’energia elettrica
caratterizzato da un insieme di regole comuni. In virtù
dei risultati positivi ottenuti in Inghilterra e Galles con
l’introduzione del NETA e del ridotto livello di
concorrenza e di trasparenza nella gestione del sistema
presenti nel mercato elettrico scozzese, Ofgem ha
proposto di estendere a quest’ultimo le regole del
NETA e l’applicazione dei codici utilizzati in Inghilterra
e Galles, relativamente:
- alle condizioni contrattuali di accesso ed alle
metodologie per la determinazione dei prezzi di
connessione e di utilizzo del sistema di trasmissione;
- al bilanciamento dell’energia nel sistema ed al
settlement degli sbilanciamenti.
Le nuove regole richiedono una revisione della struttura
di mercato implementata in Scozia al momento della
privatizzazione e tuttora esistente: la riforma prevede,
analogamente a quanto stabilito in Italia dal Decreto
n.79/99, la separazione dell’attività di gestione del
sistema di trasmissione dalla proprietà degli assets.
La trasparenza e non discriminazione nell’accesso
alle reti e l’effettiva concorrenza a livello britannico
saranno assicurate dalla creazione di un gestore unico
indipendente dalle attività di generazione e fornitura e
responsabile delle funzioni legate alla gestione del
sistema di trasmissione; è previsto che nella fase
conclusiva della riforma ai proprietari delle reti, ovvero
gli attuali concessionari del servizio, vengano allocate
le attività legate alla proprietà degli assets,
sostanzialmente riconducibili all’obbligo di garantirne
la disponibilità al gestore ed assicurarne la
manutenzione.
rimasta immutata negli ultimi quindici anni, è
caratterizzata dalla presenza, in tutte le fasi della
filiera, di due imprese integrate verticalmente1, Scottish
Power e Scottish Hydro-Electric, ciascuna operante
sulla base di una concessione e responsabile del
bilanciamento del sistema di trasmissione sotto il
proprio controllo indipendentemente dall’altra. Le
due società sono proprietarie e responsabili,
nell’ambito dell’area individuata dalle rispettive
concessioni, della gestione delle reti di trasmissione,
l’accesso alle quali è di tipo regolato; tuttavia, le
metodologie utilizzate per la determinazione delle
tariffe differiscono da un sistema all’altro. Dal punto di
vista dell’attività generazione, la spartizione tra le due
imprese della capacità esistente prevista dal processo
di privatizzazione le ha rese, in pratica, proprietarie di
tutta la capacità di generazione presente in Scozia,
peraltro abbondante e differenziata dal punto di vista
delle fonti. L’unica impresa rimasta di proprietà statale,
Scottish Nuclear, fornisce, sulla base di accordi
vincolanti, tutta l’energia elettrica prodotta alle società
di distribuzione scozzesi.
Si è cercato di assicurare la tutela dei clienti finali nelle
fasi concorrenziali della filiera attraverso alcuni
accorgimenti, quali il collegamento, fino al 2001, dei
prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso e di
sbilanciamento ai prezzi del Pool inglese per quanto
concerne la generazione e l’obbligo previsto per i due
incumbent di facilitare la fornitura del servizio ai
clienti finali da parte di ulteriori fornitori. Per le attività
soggette a regolazione, si è ricorso alla regolazione
per comparazione (yardstick competition).
Motivazioni alla base della riforma
I benefici derivati ai clienti finali scozzesi in termini di
riduzione dei prezzi grazie all’adozione di meccanismi
regolatori e soluzioni amministrate non sono
paragonabili a quelli riscontrabili in Inghilterra, dove
sussistono effettive condizioni di concorrenza. Gli
ostacoli principali allo sviluppo di un mercato
concorrenziale sono costituiti essenzialmente:
Settore elettrico scozzese
Scenario attuale
La struttura adottata in Scozia al momento della
privatizzazione, realizzatasi nel 1991, e sostanzialmente
numero 58
21
25 luglio 2003
- dagli interessi che i due gestori del sistema di
trasmissione detengono nelle attività di generazione e
fornitura di energia elettrica;
- dall’esclusione della generazione facente capo alle
due utility dalla corresponsione degli oneri di
sbilanciamento.
Caratteristiche principali della riforma
Si analizzano di seguito i principali aspetti della riforma
confrontandoli con le regole attualmente applicate in
Scozia.
Creazione di un unico Gestore del sistema di
trasmissione britannico
La principale novità introdotta dalla riforma consiste
nella creazione di un gestore di sistema unico a livello
britannico, indipendente dagli interessi nelle attività di
generazione e fornitura, destinato ad operare sulla
base di un’unica concessione in sostituzione degli
attuali tre TSO operanti sulla base di tre distinte
concessioni, ovvero Scottish Power Transmission
plc, Scottish Hydro-Electric Transmission Limited
e National Grid Company. La nuova entità sarà
responsabile del bilanciamento in tempo reale del
sistema di trasmissione britannico attraverso l’acquisto
e la vendita di servizi per il bilanciamento.
Le attività legate al sistema di trasmissione attualmente
svolte dai concessionari comprendono un ampio
spettro di funzioni. L’introduzione dei BETTA richiede
dunque la ridefinizione dell’allocazione delle
responsabilità tra il gestore ed i proprietari del sistema
di trasmissione (Transmission Owners, TO). Data la
responsabilità del TSO di bilanciare il sistema, è
necessario individuare quali altri funzioni debbano
essergli assegnate. A regime, è previsto che la totalità
delle funzioni legate alla gestione del sistema siano
allocate al TSO, essendo il ruolo dei TO limitato a
gestire la manutenzione degli assets e renderli disponibili
al TSO.
Condizioni di accesso e di utilizzo del sistema di
trasmissione (CUSC)
Scozia, Inghilterra e Galles, anticipando quanto stabilito
dalla Direttiva 2003/54/CE di recente approvazione,
hanno optato, al momento della privatizzazione, per
un accesso al sistema di trasmissione di tipo regolato;
numero 58
22
tale soluzione è stata riconfermata dagli ultimi due
Paesi anche nel passaggio dal Pool al NETA (2001).
I tre gestori di sistema sono dunque obbligati a
produrre una dichiarazione annuale circa i prezzi che
verranno applicati ai soggetti che richiedono l’accesso
ai sistemi di propria competenza. Tuttavia, mentre
Inghilterra e Galles hanno adottato una metodologia
comune per la determinazione delle tariffe, la Scozia
ha previsto l’adozione di criteri differenziati per i
sistemi di Scottish Power Transmission Ltd. e di
Scottish Hydro-Electric Transmission Ltd.
La principale novità introdotta dai BETTA in tale
ambito consiste nell’applicazione di un accesso alla
rete di tipo regolato che comporti:
- l’adozione di un codice di rete comune per l’accesso
al sistema;
- l’implementazione di metodologie comuni per la
determinazione dei prezzi per la connessione e l’utilizzo
del sistema di trasmissione.
Altra importante novità è costituita dall’inclusione del
collegamento esistente tra Scozia ed Inghilterra e
Galles, finora considerato come interconnettore,
nell’ambito dell’infrastruttura di trasmissione ai fini
della determinazione dei prezzi. Resta da valutare
anche l’impatto del diverso trattamento che verrà
riservato, rispetto al passato, all’interconnettore in
questione.
Tali obiettivi verranno conseguiti utilizzando il modello
offerto dal CUSC (Connection and Use of System
Code) adottato in Inghilterra e Galles. Per la sua
implementazione a livello britannico sarà sufficiente
apportare alcune modifiche dovute all’ampliamento
della base di applicazione.
Per quanto concerne le tariffe per la connessione e
l’utilizzo del sistema di trasmissione, è al momento in
fase di studio una modifica2 della metodologia
attualmente utilizzata in Inghilterra e Galles per la
determinazione del prezzo di accesso al sistema, al
fine di consentire una valorizzazione più appropriata
dell’accesso e del costo relativo al trasporto
dell’energia elettrica.
Bilanciamento dell’energia e settlement degli
sbilanciamenti
La situazione scozzese vede ciascuno dei due
concessionari intraprendere, indipendentemente
25 luglio 2003
dall’altro, le azioni di bilanciamento del sistema di
trasmissione nella propria area di competenza, spesso
chiamando in causa impianti di generazione posseduti
da affiliati; quando ciò accade, i due gestori non
effettuano alcun pagamento esplicito per
l’approvvigionamento di tale servizio. Inoltre, a
differenza dei generatori indipendenti, i partecipanti
affiliati sono esenti dalla corresponsione degli oneri di
sbilanciamento, ma in ogni caso esposti ai costi per la
fornitura dei servizi di bilanciamento. Per quanto
concerne i primi, gli oneri sono calcolati sulla base di
prezzi regolati differenziati nelle ipotesi di generazione
in eccedenza o in difetto rispetto alla posizione
contrattuale notificata.
Sulla base di quanto avviene in Inghilterra e Galles, il
bilanciamento dovrà realizzarsi attraverso il mercato.
I BETTA prevedono l’introduzione di un insieme di
regole comuni relativamente al bilanciamento del
sistema ed al settlement degli sbilanciamenti, che
dovrebbe attuarsi attraverso l’introduzione di un
codice, ricalcante le disposizioni contenute nel BSC
(Balancing and Settlement Code) adottato in
Inghilterra e Galles, da applicare all’intera Gran
Bretagna. Il nuovo codice prevederà un singolo
meccanismo di bilanciamento esteso a tutta la Gran
Bretagna per la presentazione delle offerte e l’esistenza
di un singolo soggetto, il TSO, con il compito di
accettare le offerte relative all’energia di bilanciamento
destinata a garantire l’equilibrio tra immissioni e prelievi.
Il bilanciamento sarà dunque realizzato con riferimento
all’intero territorio britannico.
Analogamente, per quanto riguarda il settlement, è
prevista l’applicazione all’intero territorio delle
disposizioni del codice relative:
i) all’addebito degli oneri di sbilanciamento ai
partecipanti le cui posizioni contrattuali notificate
anteriormente all’apertura del mercato per il
bilanciamento non corrispondono ai volumi di energia
misurati;
ii) alla regolazione del pagamento delle offerte di
bilanciamento accettate;
1
2
iii) alla copertura di alcuni dei costi sostenuti dal TSO
per bilanciare il sistema. Qualsiasi soggetto che desse
luogo a sbilanciamenti sarebbe soggetto al pagamento
di oneri di sbilanciamento calcolati e regolati in maniera
identica su tutto il territorio.
Tempistica
Il progetto nasce nel corso del 2001 ed ha visto finora
una partecipazione attiva, nell’ambito dei processi di
consultazione, delle parti coinvolte, in primis gli
attuali concessionari del servizio di trasmissione, nel
tentativo di definizione soprattutto degli aspetti relativi
all’allocazione delle funzioni tra i soggetti e degli
obblighi cui ottemperare sulla base delle nuove
concessioni. Il 30 gennaio del 2003 il Department of
Trade and Industry ha pubblicato una bozza
dell’E(TT) Bill (Electricity Trading and
Transmission Bill), documento che espone la
legislazione necessaria all’adozione dei BETTA
mediante il quale si potranno modificare le attuali
concessioni ed effettuare le variazioni necessarie ad
introdurre le riforme. L’attuazione del progetto si
prospetta, comunque, ancora lontana nel tempo.
Infatti, l’impossibilità di discutere in Parlamento l’E(TT)
Bill nel mese di giugno ha determinato lo slittamento
dell’entrata in vigore delle nuove regole da ottobre
2004, data inizialmente fissata per il go-live dei
BETTA, ad aprile 2005. Nei prossimi mesi sarà
interessante valutare gli sviluppi delle riforme, in
particolare per quanto concerne due questioni ancora
aperte legate:
- alla metodologia da adottare per la determinazione
delle tariffe;
- al recupero dei costi derivanti dall’attuazione dei
BETTA, ad esempio l’individuazione della tipologia
di costi da coprire, delle modalità di copertura e dei
soggetti sui quali debba ricadere l’onere.
La separazione societaria delle attività per entrambe le imprese è stata imposta dallo Utilities Act del 2000.
Transmission access and losses under NETA, revised proposal (febbraio 2002)
numero 58
23
25 luglio 2003
MERGERS & ACQUISITIONS
M&A in Europa
La banca Caja de Ahorros Vizcaina (BBK) ha
annunciato l’intenzione di vendere la quota del 3%
che detiene in Gas Natural, quota acquisita nel 2002
con l’obiettivo di guadagnare una posizione strategica
in vista del processo di liberalizzazione del mercato
spagnolo del gas naturale. La bocciatura dell’Opa di
Gas Natural su Iberdrola ha probabilmente spinto la
banca ad un ripensamento.
***
Edf aumenterà la propria quota di partecipazione
nella società belga Société Publique d’Electricité
(Spe) dall’attuale 10% al 49% sfruttando le opportunità
offerte dal mercato liberalizzato belga. Tale mossa è
stata resa possibile dopo che nell’aprile scorso
Electrabel e Spe hanno messo fine al consorzio
CTPE, creato nel 1995 anche sotto la spinta del
governo, che controlla l’intera mercato della
generazione in Belgio e prima della liberalizzazione
gestiva anche i servizi di rete ad alta tensione (ora
affidati all’operatore indipendente Elia). Spe è quindi
adesso una società che possiede impianti per 1,600
MW (10% del totale) ed è attiva anche nel mercato
della vendita finale.
***
Quasi specularmente all’entrata di Edf in Belgio
attraverso la partecipazione in Spe, Electrabel ha
replicato lo stesso in Francia: infatti, la società belga
che già possiede il 27.8% del capitale della
Compagnie Nationale du Rhone (CNR) ha
concluso un accordo con Edf per l’acquisto di un altro
22.2%. Sebbene nessuna cifra sia stata diffusa,
indiscrezioni parlano di una somma pari a circa 265
milioni di euro. Con CNR, Electrabel ha già sviluppato
una joint-venture per la commercializzazione
dell’energia prodotta dalle entrali idroelettriche del
Rodano di cui ha la gestione e manutenzione. Nel
2002, CNR ha prodotto 15 TWh pari al 2.8% della
produzione totale francese.
***
RWE Dea, la società del gruppo tedesco RWE
specializzata nell’upstream petrolifero, ha annunciato
l’acquisto da Eni di una serie di giacimenti a gas nel
numero 58
24
Mare del nord britannico tra cui il campo Devenick.
Il campo entrerà in produzione tra il 2007 e il 2008.
***
Lucchini, nel suo piano di ristrutturazione del gruppo,
ha reso noto che intende vendere solo gli impianti
idroelettrici di Elettra Gll. Eletta Gll è la società del
gruppo Lucchini proprietaria di centrali elettriche per
circa 300 MW e titolare di due progetti in attesa di
autorizzazione per altri 1,170 MW. Il piano prevede
la cessione delle centrali idroelettriche (5 per un totale
di 70 MW).
***
Il governo portoghese ha approvato la privatizzazione
di un’ulteriore tranche della compagnia petrolifera di
stato Galp, pari al 18.3% del capitale. Si tratta della
terza fase del processo di privatizzazione; nella prima,
nel 1999, furono creati Galp Petroleos e Gaa de
Portugal (poi rinominata Galp Energia) mentre nella
seconda (maggio 2000) lo Stato portoghese ha ceduto
l’11% di Galp a Eni e il 4% a Iberdrola.
Contemporaneamente, Petrocontrol ha venduto la
sua quota in Galp a Eni, che ha comprato il 22.34%,
e a Electricidade de Portugal, che ha rilevato l’11%.
Si attende ora il decreto governativo che stabilisca i
termini per la vendita della nuova tranche.
***
Amsterdam Power Exchange Spotmarket B.V.
(APX) ha acquisito il 100% delle azioni di EnMO
Limited da due società, National Grid Transco plc
(NGT) di Londra e Altra Energy Technologies Inc. di
Houston. EnMO Ltd è nato nel 1999 per gestire il
On-the-day Commodity Market (OCM), come parte
della Reform of Gas Trading Arrangements
(RGTA) del Regno Unito. Con sede a Nottingham e
London, i volumi di scambio via Internet ammontano
a circa i due terzi di tutto il within-day gas trading del
Regno Unito.
***
Come risultato della sua strategia di focalizzazione sui
mercati nordici e baltici, Fortum ha venduto a
Quantum Energy Group Ltd il suo retail business
25 luglio 2003
E.ON possederà l’80% del capitale di JME
(dall’attuale 45%) e il 48% di JCE (dal 14%). JME e
JCE sono due utility che servono le regioni del sud
della Repubblica Ceca, con circa 1.4 milioni di utenti
e volumi di vendita di elettricità pari a 12 TWh.
Complessivamente, le due società hanno una quota di
mercato del 24% nel settore elettrico.
in UK per quanto riguarda i mercati dell’elettricità e
del gas. Le attività cedute consistono in 18,000 utenze
industriali e commerciali per il settore gas e circa
3,000 siti di prelievo di energia elettrica. I ricavi del
2002 hanno raggiunto i 103 milioni di sterline.
***
E.ON, che aveva recentemente accresciuto le sue
partecipazioni in quattro utility regionali della
Repubblica Ceca, JME, JCE, ZCE, VCE (vedi
Newsletter n.56), ha raggiunto un accordo con il
fornitore ceco CEZ per uno swap di partecipazioni:
secondo l’accordo, E.ON cederà le sue quote
minoritarie in ZCE e VCE ricevendo in cambio le
quote di CEZ in JME e JCE. Dopo tale operazione,
numero 58
***
Enel ha acquisito il 50% del progetto che prevede la
costruzione di un terminale GNL a Brindisi
dall’operatore inglese British Gas per un valore di
10.9 milioni di euro. L’operazione implica che Enel
finanzierà il 50% del progetto che vale
complessivamente circa 390 milioni di euro.
25
25 luglio 2003
L’ANDAMENTO DEL CT E DEL QE
I prezzi dell’energia: le attese del mercato
I prezzi dell’energia nel terzo trimestre 2003
Con le delibere n.68/03 e n.69/03, l’Autorità per
l’energia elettrica e il gas ha aggiornato le tariffe
dell’energia elettrica e del gas per il terzo trimestre
dell’anno. Dopo i rialzi registrati nei primi due trimestri
in conseguenza delle tensioni create dalla crisi politica
internazionale sui mercati energetici, il costo variabile
della generazione elettrica è sceso a 4.276 centesimi
di euro/kWh (-3.4%), mentre per quanto riguarda le
tariffe del gas, l’Autorità ha confermato i valori in
vigore il trimestre precedente, non apportando quindi
alcun aggiornamento della componente del costo di
approvvigionamento del gas naturale riconosciuto
agli esercenti il servizio di vendita (QE).
In attesa del prossimo aggiornamento previsto per la
fine di settembre, con cui verranno fissati i parametri
e le componenti della tariffa elettrica e del gas naturale
per il trimestre ottobre-dicembre 2003, presentiamo
le nostre previsioni per i prossimi trimestri cui
premettiamo un commento sull’andamento delle
quotazioni sui mercati internazionali dei combustibili
fossili e del cambio US$/€.
L’andamento recente delle quotazioni
internazionali
Petrolio
La figura 1 riporta le quotazioni spot del Brent Dated
e quelle del Brent future prima posizione quotato
all’Ipe di Londra. Si conferma il trend al rialzo del
prezzo medio del Brent Dated che, dopo essere
sceso ai 25 US$/bbl in aprile al termine della guerra
in Iraq, è salito a giugno a quota 27.7 US$/bbl,
registrando un incremento del 7.3% rispetto al livello
del mese di maggio; in queste prime tre settimane di
luglio prosegue il trend crescente del prezzo del
petrolio che ha raggiunto una media di 28.6 US$/bbl
(+3.5%); i fattori responsabili di tale andamento dei
prezzi del greggio sono ancora una volta la riduzione
della produzione Opec, la lenta ripresa della attività
petrolifera in Iraq e i bassissimi livelli delle scorte
mondiali di greggio che hanno contribuito a prolungare
numero 58
26
sui mercati future la situazione di backwardation,
ossia di prezzi a pronti più alti di quelli a termine.
Sul fronte dell’offerta (vedi tabella 1), a giugno la
produzione Opec escluso l’Iraq è diminuita di 0.580
milioni di barili al giorno (mbg) rispetto al mese
precedente, mantenendosi ancora sopra il tetto ufficiale
in vigore dal 1° giugno con una produzione in esubero
pari a 0.370 mbg; se si considera anche l’Iraq,
l’output complessivo dell’Opec risulta comunque in
diminuzione (-0.380 mbg) rispetto al dato di maggio.
Tra i produttori che hanno ridimensionato la loro
attività figura l’Arabia Saudita, che a giugno ha prodotto
0.480 mbg in meno rispetto al mese precedente (pari
a oltre i due terzi del taglio complessivo), il Kuwait (0.160 mbg) e il Venezuela (-0.05 mbg); il maggiore
incremento ha riguardato invece l’Iraq (+0.200 mbg),
che sta lentamente recuperando i suoi livelli produttivi,
seguito dalla Nigeria che ha incrementato la produzione
di 0.180 mbg. Le indiscrezioni che indicavano che i
paesi dell’Opec avrebbero ridotto a giugno la
produzione quasi fino a rispettare il tetto dei 25.4 mbg
si sono rivelate non del tutto infondate. Si tratta quindi
di riduzione che rischia di complicare la situazione dei
paesi consumatori per quanto concerne la ricostruzione
delle scorte.
Se a giugno la produzione Opec è diminuita, l’attività
petrolifera dei paesi non-Opec si è intensificata
ulteriormente. Stando alle rilevazioni dell’Argus, a
Figura 1 - Andamento del prezzo
del petrolio (US$/bbl)
Brent Dated
Brent Future Ipe 1° pos
30
28
26
24
22
7/5 15/5 23/5 2/6 10/6 18/6 26/6 4/7 14/7
Fonte: IPE e Datastream
25 luglio 2003
giugno le esportazioni dei paesi dell’ex Unione
sovietica hanno raggiunto i 5 mbg, il 17% in più
rispetto allo stesso mese dello scorso anno.
Per quanto riguarda le scorte di greggio, dopo i rialzi
delle settimane scorse le più recenti statistiche dell’API
e del DOE concordano nel rilevare un calo degli stock
di greggio anche se diversa è l’entità della variazione
secondo i due enti1.
Sul fronte della domanda, gli ultimi dati rilasciati
dall’Iternational Energy Agency (IEA) indicano una
domanda mondiale di petrolio per il secondo trimestre
di quest’anno pari a 76.20 mbg, un livello superiore
rispetto alle stime dei mesi scorsi che indicavano una
domanda a 75.7 mbg.
trend di crescita è confermato anche per le prime
settimane di luglio.
Gasolio
Le quotazioni internazionali del gasolio (Gasoil 0.2
Cargoes Med Basis Genoa-Lavera Cif) utilizzate nel
paniere combustibili del QE sono salite a giugno ad un
livello medio di 239.5 US$/mt, registrando una
variazione positiva del 9% rispetto al dato di maggio.
Il tasso di cambio
Il livello medio del tasso di cambio euro-dollaro a
giugno si è apprezzato leggermente giungendo a
1.6628 (+0.7% rispetto al mese precedente).
Oli combustibili
Le previsioni a breve termine delle quotazioni
internazionali del petrolio
A giugno i livelli medi delle quotazioni degli oli BTZ,
Fuel Oil 1% Cargoes ARA Cif e Fuel Oil 1% Med
Basis Genoa-Lavera Cif sono aumentati rispetto al
mese precedente rispettivamente del 13.2% e 14.5%
mentre il combustibile STZ (NY Estimated Spot Fuel
Oil No.6, 0.3% S, LoPr) ha registrato un calo del
3.1%.
Per i prossimi mesi numerose sono le incognite
riguardano il lato offerta del mercato petrolifero, che
è al centro di cambiamenti nel sistema di rapporti che
lo regola. La prima concerne orami da tempo l’Iraq:
quale sarà il rapporto dello Stato iracheno con i paesi
del cartello e con i maggiori paesi consumatori è
ancora difficile da decifrare; infatti, l’Iraq potrebbe
cooperare con l’Opec oppure decidere di
massimizzare la produzione per trovare le risorse
finanziare per far fronte alle esigenze della ricostruzione
del paese, rischiando così di determinare un calo
generale dei prezzi.
La seconda incognita riguarda il ruolo dell’Opec
nell’economia mondiale. Secondo le prime previsioni
Carboni
Le quotazioni medie del mese di giugno della
maggioranza dei carboni considerati nel parametro Ct
hanno subìto aumenti che oscillano dal 3.8% del
carbone venezuelano all’11.4% del carbone africano
Richard Bay. Solo le quotazioni del carbone cinese
Qinhuandgdao sono lievemente scese (-0.2%). Il
Tabella 1. Quote e produzione Opec marzo - giugno 2003 (mbg)
Q uote e ca pa ci tà O pec
P a ese
A lgeria
Indonesia
Iran
Iraq
Kuw ait
Libia
Nigeria
Qatar
A rabia Saudita
UA E
V enezuela
Totale
Ope c 10 (Iraq escluso)
G iugno 2003
0.811
1.317
3.729
2.038
1.360
2.092
0.658
8.256
2.217
2.923
25.400
Capacità
produttiva
1.100
1.180
3.900
2.800
2.150
1.450
2.350
0.750
9.500
2.500
2.350
30.030
27.230
P roduzi one O pec
Marzo
2003
1.110
1.040
3.760
1.440
2.300
1.410
1.930
0.760
9.460
2.290
2.280
27.780
26.340
Aprile
2003
1.120
1.030
3.680
0.050
2.300
1.420
1.850
0.760
9.200
2.280
2.670
26.360
26.310
Maggio
2003
1.140
1.030
3.680
0.260
2.320
1.430
1.920
0.760
9.100
2.300
2.670
26.610
26.350
G iugno
2003
1.160
1.020
3.690
0.460
2.160
1.420
2.100
0.730
8.620
2.250
2.620
26.230
25.770
F o nte:elabo razio niref.su datiP latt's e O pec
numero 58
27
25 luglio 2003
dello IEA, nel 2004 la quota di mercato del cartello
Opec scenderà ulteriormente assestandosi intorno al
25%; a tale risultato contribuirà l’incremento delle
produzioni non Opec che, sempre secondo l’IEA,
cresceranno al ritmo di 1.32 mbg nel 2004 (contro
l’1.1 mbg atteso per quest’anno), con la Russia e il
Kazakhistan che dovrebbero assorbire circa la metà
dell’incremento2. In tale scenario, ci si domanda se ci
sarà ancora spazio sufficiente per l’Opec per modulare
offerta e domanda mondiale di petrolio. Quindi, sul
lato della disponibilità di greggio, la situazione non
preoccupa; anzi, potrebbe esservi il rischio di portare
il mercato in oversupply. Proprio tale timore ha spinto
i paesi Opec a ridurre la propria produzione in questi
ultimimesi.
Infine, sul fronte dei consumi, le prime previsioni
dell’IEA per il 2004 indicano una crescita della
domanda petrolifera mondiale dell’1.3% (pari a 79.08
mbg, +1.1 mbg rispetto alle previsioni rilasciate i mesi
scorsi). Si tratta dello stesso tasso di crescita stimato
per il 20033, in cui la crescita è stata influenzata da
fattori contingenti che hanno sostenuto la domanda:
depurata da tali fattori4, la crescita per il 2003 sarebbe
stata, secondo l’IEA, circa la metà e ciò lascia
intravedere maggiore ottimismo per quanto riguarda
la ripresa dell’economia mondiale.
Indipendentemente da quali saranno i cambiamenti
futuri soprattutto sul lato dell’offerta, sembra da
escludere un ciclo di quotazioni elevate, superiori alla
soglia dei 25 US$/bbl per lungo tempo. Così, nel
nostro scenario sull’andamento del prezzo del Brent,
che tiene conto delle indicazioni del mercato future
IPE di Londra, si ipotizza un prezzo medio del petrolio
a luglio intorno ai 28.5 US$/bbl che poi decresce fino
a toccare la soglia dei 25.5 US$/bbl a dicembre 2003
e dei 23 a fine 2004. Lo scenario di Brent sopra
descritto è raffigurato nella figura 2; il prezzo del
petrolio è espresso in euro e quindi incorpora
l’evoluzione dell’altra variabile esogena, il tasso di
cambio euro-dollaro, che è stato ipotizzato ad un
livello medio nel mese di luglio di 1.135 circa, che
decresce a 1.130 a fine 2003 e a 1.120 a dicembre
2004.
Le attese del mercato: i prezzi dell’energia per il
periodo ottobre 2003 - dicembre 2004
Elettricità
I risultati delle nostre previsioni sul parametro Ct per
il periodo considerato sono illustrati nella figura 3.
Per l’ultimo trimestre dell’anno è prevista una riduzione
del costo variabile della generazione elettrica, che
risulta più consistente rispetto a quella realizzata per il
terzo trimestre: tale variazione riporta il Ct ai valori del
quarto bimestre del 2002. Gli effetti di una graduale
discesa del prezzo del petrolio, parzialmente attenuati
da un indebolimento della moneta europea rispetto al
dollaro con cui sono quotati i greggi e i combustibili,
sono evidenti poi nel secondo e nell’ultimo trimestre
del 2004.
Gas naturale
I risultati delle nostre previsioni del parametro QE per
il periodo di riferimento sono illustrati nella figura 4.
La ripresa delle quotazioni a giugno e a luglio rende
ormai improbabile un calo delle tariffe del gas naturale
nel quarto trimestre dell’anno in corso. Tuttavia per il
primo trimestre del nuovo anno è attesa una forte
riduzione del parametro QE. Infine, nel terzo trimestre
del 2004 è prevista un’ulteriore discesa del QE che
ritorna ai livelli del terzo bimestre del 2002.
1
Secondo l’API nelle settimana terminata l’11 luglio le scorte di greggio ammontavano a 277.6 mila bg (-4,778 bg rispetto
a quella precedente) mentre secondo il DOE le scorte sarebbero pari a 278.6 mila bg (-3,600 bg).
2
Proprio grazie alla andamento del mercato petrolifero degli ultimi anni, in cui i prezzi si sono mantenuti sopra la soglia dei
25 US$/bbl dopo circa un quindicennio (1986-1999) caratterizzato da una media sotto i 20 (17.4 US$/bbl), le produzioni nonOpec stanno divenendo sempre più rilevanti; in effetti, i costi di produzione dei paesi non-Opec sono molto alti rispetto a
quelli del cartello (il doppio nei casi più fortunati) e non potrebbero essere sostenuti in uno scenario di prezzi del petrolio
sotto la soglia dei 20 US$/bbl.
3
Pari a 78.03 mbg, un incremento di 1 mbg rispetto al 2002.
4
Tra cui le basse temperature dell’inverno scorso, gli elevati prezzi del gas naturale negli USA che hanno spinto i consumi
dei sostituti (gasolio, combustibili fossili), la chiusura per manutenzioni di alcune centrali nucleari in Giappone che ha così
dovuto utilizzare altri combustibili per continuare a produrre energia elettrica.
numero 58
28
25 luglio 2003
Figura 2 - Le esogene della previsione: prezzo del Brent e tasso di cambio
euro/dollaro
Euro/bbl
37
32
27
22
17
00
apr
lug
ott
01
apr
lug
ott
02
apr
lug
ott
03
apr
lug
ott
04
apr
lug
ott
Fonte: "Osservatorio Energia" ref.
Figura 3 - La previsione del Ct
Var. %
eurocents/kWh
5.5
4.5
20
4.091
4.425
3.941
4.276
4.106
10
3.903
3.641
3.720
3.704
3.564
3.514
3.5
0
2.5
-10
-5.2
-9.1
-5.5
3.6
8.2
0.0
0.0
4.2
7.8
-3.4
-8.7
0.0
-5.1
0.0
-3.8
n
02
m
m
l
s
n
03
a
l
o
04
a
l
o
1.5
-20
Fonte: "Osservatorio Energia" - ref. su modello sviluppato per Dalmine Energie.
Figura 4 - La previsione del Qe
eurocents/mc
Var.%
15
20
14.45
14
14.02
14.02
10
13.25
12.35
13
0
13.20
12
-10
12.15
12.14
11.32
12.14
11.50
11
-20
0.0
-8.3
-8.3
-5.4
5.5
0.0
0.0
8.8
n
02
m
m
l
s
n
03
6.2
0.0
a
l
0.0
-11.9
o
04
0.0
-8.4
0.0
a
l
o
-30
10
Fonte: "Osservatorio Energia" - ref. su modello sviluppato per Dalmine Energie.
numero 58
29
25 luglio 2003
CONGIUNTURA
Industria ancora in difficoltà
Consumi e temperature
Nel primo semestre dell’anno la domanda di energia
elettrica è cresciuta (per il complesso dei
compartimenti) del 2.9% su base annua. Parte di tale
incremento è però da ricondurre ai maggiori consumi
domestici originati dagli scostamenti dalle medie
stagionale delle temperature verificatesi sia
quest’inverno che a partire da maggio. I primi mesi del
2003 sono stati infatti più freddi, rispetto a quelli del
2002, in media di un grado in alcune città, ma più caldi
da Napoli in giù. Il valore delle elasticità invernali si
differenzia nelle diverse zone del paese per la diversa
diffusione ed utilizzo del gas e di altre fonti: in generale
nei compartimenti meridionali l’elasticità è superiore a
quella delle città del nord Italia. Se in media nei mesi
invernali ha prevalso il freddo come influenza sulla
dinamica, in primavera/estate in modo marcato e
generalizzato ha prevalso il caldo: a giugno sono state
registrate mediamente nelle principali città campione
temperature più alte di circa 3 gradi rispetto a quelle
dell’anno scorso, con scarti anche maggiori per le
città del Nord dove la domanda elettrica registra,
all’opposto rispetto alla situazione invernale,
un’elasticità più elevata - e tendenzialmente in aumento
negli ultimi anni- agli aumenti delle temperature.
In base alle stime delle elasticità per compartimenti dei
consumi alle variazioni delle temperature, si è quindi
isolato, con il nostro modello di previsione, l’effetto
di queste ultime sugli incrementi dei consumi. Il
modello presenta una stima dell’impatto del parametro
temperature piuttosto significativo e robusto sia nella
forma disaggregata che nella forma aggregata per il
totale nazionale. L’impatto delle temperature (basse
in modo diversificato in inverno ed alte in estate) pesa
per più del 50% sulla crescita dei consumi: in altre
parole, se nel primo semestre si fossero registrate le
stesse temperature del primo semestre 2002, la
crescita della domanda sarebbe stata dell’1.54%, un
valore più coerente rispetto alle relazioni storiche tra
dinamica del fabbisogno elettrico e dinamica
dell’economia. Lo correzione per l’effetto
temperature illustrata nella tavola accentua la forte
varianza territoriale registrata nella dinamica della
domanda elettrica a fronte della quale stanno diversi
andamenti macroeconomici e mutamenti nella
composizione della domanda settoriale. A parità di
temperature i compartimenti più dinamici sono sempre
quelli del Mezzogiorno, ma anche in misura minore
Firenze, in linea con la media nazionale Roma e
Milano, decisamente bassa la dinamica del fabbisogno
nel compartimento di Torino e Venezia a segnalare le
problematiche di sviluppo di origine in parte differenti
nelle due zone territoriali.
Tas s o di cres cita per compartimenti, I s emes tre 2003
Cagliari
Firenz e
M ilano
Roma
T orino
Venezia
Nap oli
Palermo
Italia
totale
a p arità di
temp . 2002
effetto
temp erature
effetto mesi
inv ernali
3.5
3.4
3
3.3
0.7
2.1
4.1
4.3
2.9
2.09
2.52
1.57
1.47
-0.67
0.71
4.32
3.84
1.41
1.41
0.88
1.43
1.83
1.37
1.39
-0.22
0.46
1.54
0.53
0.40
0.12
0.15
0.33
0.44
-1.62
-1.43
0.45
effetto mesi Semi-elasticità alle temperature per
estiv i
compartimenti
0.89
0.48
1.30
1.68
1.04
0.95
1.40
1.89
1.09
Esum m er
0.8%
1.4%
1.3%
1.3%
1.8%
1.6%
0.8%
1.3%
1.4%
Ewinter
0.5%
0.4%
0.2%
0.6%
0.5%
0.6%
0.6%
1.1%
0.7%
Not a: il t ot ale It alia è st im at o con equazione aut onom a, pert ant o non risult a uguale alla m edia ponderat a delle st im e per
com part im ent i
numero 58
30
25 luglio 2003
La situazione dell’economia italiana e le stime
in tempo reale della produzione industriale a
partire dalla domanda elettrica
Figura 1- Produzione e fatturato
fatturato totale
produzione industriale (in valore)
108
La vivace domanda di elettricità viene quindi depurata
dagli effetti delle temperature e restituisce nella stima
della performance economica un quadro non
particolarmente brillante anche per gli ultimi due mesi.
I dati relativi al mese di maggio, diffusi recentemente
dall’Istat, hanno portato a rivedere al ribasso tutto il
profilo complessivo dell’indice al netto dei fattori
stagionali ed hanno peggiorato le valutazioni circa il
secondo trimestre rispetto a quanto stimato in
precedenza. In base ai nuovi dati ed alle stime di ref.
per giugno, infatti, la produzione industriale nel secondo
trimestre sarebbe diminuita di 0.8 punti percentuali
rispetto al trimestre precedente, registrando così la
terza flessione consecutiva. Il primo semestre, così, si
sarebbe complessivamente ridotto dell’1.2% nel
confronto con il semestre precedente, con una
contrazione dei volumi prodotti (a parità di giorni
lavorativi) dello 0.7%.
Peggiorano anche i dati circa il fatturato: per tutto il
2002, ed in particolare nell’ultimo trimestre (quando
la domanda finale crebbe, grazie agli incentivi fiscali ai
consumi e agli investimenti), ha avuto un andamento
migliore di quello della produzione industriale. Nel
quarto trimestre è cresciuto, in un contesto di
produzione industriale stagnante. La soddisfazione
della maggiore domanda finale mantenendo costanti,
per motivi di prudenza, i livelli di produzione è stata
ottenuta dalle imprese facendo ricorso alle giacenze di
prodotti finiti presenti in magazzino. I dati per il primo
trimestre 2003 segnalano invece che il ciclo scorte, ad
inizio anno, si sia invertito: benché la domanda finale,
sia interna che estera si sia dimostrata particolarmente
debole (i consumi di beni durevoli si sono ridotti
congiunturalmente dell’1.2%, gli investimenti del 5%
e il contributo alla crescita del net export è stato
pesantemente negativo), la produzione nel primo
trimestre si è mantenuta tutto sommato stabile
(registrando solo una limitata contrazione di 0.5 punti
percentuali rispetto al trimestre precedente) grazie
alla ricostituzione delle scorte di magazzino attuata
dalle imprese.
I dati di fatturato di aprile e maggio suggeriscono che
il deterioramento della domanda finale non si sia
arrestato, ma si sia intensificato, soprattutto per quanto
numero 58
106
104
102
100
98
96
94
00
01
02
03
indici destagionalizzati
riguarda la componente estera. Inoltre, sembrerebbe
che il ciclo scorte, che ha contribuito a sostenere i
livelli di attività produttiva, sia in via di esaurimento.
Secondo l’ultima inchiesta Isae (giugno), le imprese
ritengono che le giacenze di magazzino siano ormai
prossime al livello giudicato normale, dopo averle
valutate basse per quasi un anno. Questo è
particolarmente vero per i produttori di beni
d’investimento ed intermedi.
I settori energy-intensive vanno peggio...
I beni strumentali hanno registrato, nei primi cinque
mesi dell’anno, un’intensa flessione della produzione
industriale, a causa della debolezza della domanda di
investimenti, inizialmente compensata, almeno
parzialmente, dalla ricostituzione delle scorte. La
Figura 2- Giudizi delle imprese sul
livello delle scorte
10
5
0
-5
-10
94
95
96
97
98
99
00
01
02
03
Saldi Isae, media mobile di tre termini
31
25 luglio 2003
caduta del fatturato è stata ancora più marcata, ma da
aprile questo sembra essersi stabilizzato sui livelli
minimi(adifferenzadell’attivitàproduttiva,checontinua
a ridursi).
Anche i beni di consumo durevoli risentono della
debolezza della domanda finale, e dell’esaurimento
progressivo del ciclo scorte: la produzione industriale
è in flessione da oltre sette mesi. Più stabile è invece la
produzione di beni non durevoli ed intermedi.
I settori maggiormente in crisi, come si è già segnalato
anche in passato, sono quelli a maggiore propensione
all’export, come il tessile e l’abbigliamento (i cui
volumi prodotti si sono ridotti nel 2002 di circa 7 punti
percentuali su base annua, a parità di giorni lavorativi,
e che non interrompe in trend decrescente nella prima
metà del 2003), le calzature (-8.2% anno su anno nel
2002, stabile nel primo trimestre rispetto al trimestre
precedente), l’elettronica (-5.6% anno su anno, ancora
in flessione ad inizio anno), e la produzione di mezzi di
trasporto (nel 2002 i volumi prodotti si sono contratti
del 4.7%, e nel primo trimestre la riduzione rispetto al
trimestre precedente è stata di 4.4 punti percentuali).
Cambiano invece, rispetto a quanto segnalato in
passato, le valutazioni circa i settori a maggior intensità
energetica. Se nel primo trimestre dell’anno i settori
energy-intensive hanno mantenuto in generale un
profilo congiunturale sostanzialmente piatto, con le
eccezioni della chimica (che si è ridotta rispetto al
quarto trimestre dello 0.6%, in linea con la flessione
dell’indice generale) e dell’industria cartaria (che è
invece cresciuta dell’1.8% rispetto al trimestre
precedente), a maggio registrano tutti, salvo la
lavorazione di minerali non metalliferi, contrazioni
mese su mese ben più ampie di quelle della media. La
lavorazione di minerali non metalliferi, indotto del
settore delle costruzioni (in stabilizzazione dopo le
accelerazioni della seconda parte del 2002) si
consolida, dopo essere cresciuto molto sopra la media
Dalle aspettative di produzione alla domanda di
elettricità
L’indicatore elettrico ref., stimato a partire dai dati di
consumi elettrici per i primi quattordici giorni del mese,
rilevati dal Grtn e relativi all’89% del fabbisogno
nazionale,segnalaalugliounasostanzialestabilizzazione
numero 58
32
della produzione industriale. Le stime tengono conto
delle anomalie dei dati elettrici degli ultimi mesi,
correggendo al domanda elettrica per le temperature,
anche se tale correzione presenta dei margini di
incertezza quando le variazioni sono particolarmente
ampie. L’indice destagionalizzato si riduce dello 0.3%
rispetto a giugno (anch’esso stimato). Il rimbalzo
stimato per giugno riporta l’indice sul trend –
decrescente- tenuto dal luglio 2002, dopo la caduta di
maggio.
Migliorano nelle survey Isae di giugno le attese delle
imprese circa le tendenze a breve della produzione. Le
attese riguardanti gli ordini a breve si sono invece
stabilizzate e, in certi casi, come quello dei produttori
di beni di consumo, si sono ridimensionate. Questi
ultimi restano prudenti nelle loro attese circa
l’evoluzione a breve della domanda, visti i giudizi
recenti negativi circa gli ordini, soprattutto per quanto
riguarda la componente estera, ma si attendono
miglioramenti della produzione. Diversamente da quello
che accade per i produttori di beni d’investimento ed
intermedi, le giacenze di magazzino di beni di consumo
continuano ad essere giudicate insufficienti rispetto al
livello fisiologico, e quindi potrebbe anche darsi che
per questo settore il fenomeno di ricostituzione delle
scorte possa prolungarsi ancora per qualche mese,
sostenendo la produzione pur in presenza di una
domanda finale debole (soprattutto per la componente
estera).
Figura 3 - Produzione industriale e
consumi elettrici
produzione industriale, scala sin (1)
indicatore elettrico ref.
consumi elettrici in GWh, scala dx (2)
dati destagionalizzati; ultimo dato luglio 2003
102
860
101
840
100
99
820
98
800
97
780
96
95
760
J-01
J-02
J-03
(1) indice ISTAT, base 2000=100
(2) media giorni lavorativi, dati GRTN
25 luglio 2003
Le borse elettriche europee a giugno 2003
Legenda grafici. I grafici riportano i prezzi medi giornalieri registrati sulle borse elettriche europee a
giugno. I dati si riferiscono ai risultati delle aste orarie per consegna nelle 24 ore del giorno successivo.
Nel caso della borsa inglese UKPX, si utilizzano i prezzi (minimi e massimi) e i volumi giornalieri degli
Half-Hour (H-H) products mentre per quanto riguarda la borsa slovena Borzen sono stati considerati
i prezzi e i volumi giornalieri del contratto Baseload. Il grafico “Confronti internazionali di prezzo”
riporta i valori del prezzo medio, minimo e massimo su base mensile. Il grafico “Confronti internazionali
volumi scambiati” riporta i valori del volume medio, minimo e massimo scambiati nel mese. Come
misura della volatilità dei prezzi e dei volumi viene calcolato e riportato in entrambi i grafici il
coefficiente di variazione, dato dal rapporto tra la deviazione standard e la media mensile dei valori
orari. Le fonti dei dati sono le borse elettriche considerate.
Forti impennate di prezzo ed elevata volatilità sono gli
elementi che hanno caratterizzato la performance
della maggior parte delle borse europee nel mese di
giugno. L’ondata di caldo che ha investito il continente
europeo verso la fine del mese ha spinto verso l’alto
i volumi di energia elettrica richiesti dagli operatori che
si sono approvvigionati sui mercati day-ahead,
mettendo a dura prova l’equilibrio tra domanda e
offerta e generando tensioni sui prezzi. A ciò si
aggiunge anche la ridotta disponibilità di elettricità in
Francia per via degli scioperi nazionali del settore
pubblico, che ha creato carenza di offerta non solo sul
mercato francese, ma anche nei paesi confinanti che
dipendono dalle esportazioni francesi, come i Paesi
Bassi e l’Italia. Le straordinarie impennate di prezzo
verificatesi nell’ultima settimana del mese - i giorni 24,
25 e 26 giugno sono stati critici per molte borse
elettriche - hanno superato la soglia di 300 Euro/
MWh. Nel panorama europeo, Omel e NordPool
costituiscono le uniche eccezioni all’andamento dei
mercati sopra delineato.
OMEL. La tendenza crescente dei prezzi manifestatasi
nel mese di maggio si conferma anche per questo
mese: il prezzo medio, infatti, ha registrato un aumento
del 50.2% raggiungendo il livello di 36.87 Euro/
MWh, anche se ha subìto una flessione del 10.6%
rispetto allo stesso mese del 2002. Nel corso del
mese, il prezzo medio è cresciuto nelle prime due
settimane per poi decrescere lievemente nelle settimane
successive. Per quanto riguarda la volatilità dei prezzi,
la differenza tra i minimi ed i massimi è passata da una
media di 14 Euro/MWh di maggio agli attuali 28 Euro/
MWh, mentre il coefficiente di variazione è rimasto
sostanzialmente invariato (0.31). In corrispondenza
numero 58
Omel
Prezzi sul mercato del giorno prima
Media ore piene
Media
Max
Min
70
60
Euro/MWh
50
40
30
20
10
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Giugno
del giorno 25 (ore 17) si è registrato il picco di prezzo
(58.50 Euro/MWh), di entità inferiore ai valori massimi
rilevati sulle altre borse europee.
I volumi venduti, cresciuti progressivamente nel corso
del mese, sono aumentati di circa l’11% sia rispetto al
mese precedente che rispetto a giugno 2002, per un
totale di 16,638 GWh.
NordPool. Continua nella borsa scandinava il trend
decrescente dei prezzi, il cui valore medio ha sfiorato
i 25 Euro/MWh, registrando una variazione in
diminuzione del 15.9% rispetto al mese precedente
ma un livello ancora elevato rispetto a giugno 2002
(+51%). L’andamento dei prezzi minimi ha manifestato
una lieve tendenza in aumento nel corso del mese. Il
picco di prezzo è stato registrato a metà mese (38.37
Euro/MWh). La volatilità dei prezzi resta ancora la
più bassa tra quelle registrate dalle borse elettriche
europee, pur essendo aumentata rispetto al mese
33
25 luglio 2003
numero 58
34
NordPool
Media ore piene
Media
Max
Min
50
Euro/MWh
40
30
20
10
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Giugno
EEX
Media ore piene
Media
Max
Min
280
Euro/MWh
240
200
160
120
80
40
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Giugno
APX
Media ore piene
Media
Max
Min
500
400
Euro/MWh
precedente. In media, la differenza tra prezzo massimo
e minimo ha toccato gli 11.29 Euro/MWh contro gli
8.47 Euro/MWh del mese di maggio.
La riduzione dei prezzi medi è accompagnata da un
notevole calo dei volumi venduti (6,223 GWh) rispetto
allo scorso mese (-20.2%), nonché rispetto a giugno
2002 (-10.4%); quest’ultimo risultato determina una
battuta d’arresto della variazione tendenziale crescente
ormai in atto da maggio 2002.
EEX. Il prezzo medio mensile (29.05 Euro/MWh) ha
segnato un’inversione della variazione congiunturale
negativa registrata negli ultimi tre mesi, guadagnando
circa 38 punti percentuali rispetto a maggio; il valore
è aumentato anche rispetto allo stesso mese dell’anno
precedente (+25.6%). L’elevata volatilità dei prezzi coefficiente di variazione pari a 0.86 contro lo 0.53
del mese precedente - si è manifestata nell’ultima
settimana di giugno, in modo particolare il giorno 25
(ore 11), durante il quale il picco massimo di prezzo
ha raggiunto i 300 Euro/MWh.
I volumi scambiati sulle aste orarie della borsa tedesca,
per un totale di 3,544 GWh, pur registrando un lieve
ribasso rispetto al mese di maggio (-3.9%), sono
aumentati fortemente rispetto a giugno dello scorso
anno (+111.7%), in linea con la crescita tendenziale
positiva in atto dal 2002.
APX. Il prezzo medio registrato sulla borsa olandese,
pari a circa 51 Euro/GWh, ha subìto una notevole
impennata rispetto al mese precedente (+94.5%),
mentre più contenuto è stato l’aumento percentuale
rispetto al prezzo medio registrato a giugno 2002
(+51%). La volatilità dei prezzi, in crescita rispetto a
maggio ed evidente soprattutto nella prima e nell’ultima
settimana, ha raggiunto il livello più alto tra quelli
rilevati sulle borse europee (coefficiente di variazione
pari a 1.46): la differenza media tra prezzi minimi e
massimi è risultata pari a 155.87 Euro/GWh. Il picco
si è registrato nella prima settimana del mese (521
Euro/MWh); tuttavia, analogamente a quanto accaduto
nelle altre borse elettriche, nell’ultima settimana si
sono verificate impennate di prezzo elevate (350
Euro/MWh nei giorni 23 e 26).
I volumi venduti sulle aste orarie, pari a 1,030 GWh,
hanno fatto registrare un calo di lieve entità rispetto al
mese scorso (-0.7%), ma più rilevante rispetto a
giugno 2002 (-19.6%).
300
200
100
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Giugno
25 luglio 2003
PowerNext. Il prezzo medio orario registrato dalla
borsa parigina (27.65 Euro/MWh) ha segnato un
aumento del 33% rispetto a maggio dopo due mesi di
ribassi, mentre continua, da febbraio, il trend positivo
rispetto all’anno precedente (+54.3% rispetto a giugno
2002). Rispetto al mese precedente i prezzi risultano,
in media, molto più volatili: lo spread tra minimi e
massimi giornalieri, pari in media a 70.53 Euro/MWh,
ha raggiunto il suo livello massimo (533.79 Euro/
MWh) in corrispondenza della quarta settimana del
mese, in cui si è rilevato il picco più alto registrato dalle
borse europee (546.62 Euro/MWh), osservato il 24
alle ore 11.
L’aumento dei volumi di elettricità scambiati evidenzia
una crescita della borsa parigina: le quantità, per un
totale di circa 624 GWh, sono cresciute del 12%
rispetto al mese scorso e del 212.8% rispetto a
giugno 2002.
EXAA. Il prezzo medio rilevato sulla borsa austriaca,
pari a 31.76 Euro/MWh, ha registrato una variazione
congiunturale positiva aumentando, dopo tre mesi
consecutivi di ribassi, di circa 51 punti percentuali;
anche rispetto a giugno 2002 l’incremento dei prezzi
è consistente (+41.4%). La volatilità dei prezzi si è
mantenuta, in media, su livelli elevati (coefficiente di
variazione pari a 0.92) e, analogamente a quanto è
accaduto nella maggior parte delle borse elettriche
europee, è stata maggiormente evidente nell’ultima
settimana, durante la quale si è manifestato il picco
massimo di 399.30 Euro/MWh (giorno 26, ore 11).
I volumi di vendita, per un totale di 98 GWh, sono
diminuiti rispetto a maggio (-6.6%), mentre continuano
a crescere rispetto al 2002 (+124%).
UK PX . Il power exchange inglese continua a
registrare un calo dei valori medi tra i prezzi minimi e
massimi giornalieri. La riduzione dei prezzi medi, del
14.6% rispetto al mese di maggio, sale al 45.1% nel
confronto con il livello medio dei prezzi minimi e
massimi dello stesso mese del 2002. A partire dalla
metà del mese si sono registrati tre picchi, il più alto dei
quali in corrispondenza del 23 giugno, uno dei giorni
interessati dalle alte temperature (82.4 Euro/MWh).
I volumi venduti segnano un calo sia rispetto al mese
precedente (-63.6%), sia rispetto al 2002 (-12.5%).
Powernext
Media ore piene
Media
Max
Min
500
Euro/MWh
400
300
200
100
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Giugno
EXAA
Media ore piene
Media
Max
Min
400
350
Euro/MWh
300
250
200
150
100
50
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Giugno
UK Power Exchange
UKPX max
UKPX min
100
Euro/MWh
80
60
40
20
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Giugno
numero 58
35
25 luglio 2003
Borzen
Base Load
70
60
50
Euro/MWh
Borzen. Il livello medio del prezzo del contratto
baseload commercializzato sulla borsa slovena è
salito a 40.57 Euro/MWh, facendo registrare un
aumento del 37.3% rispetto al mese precedente e del
58.8% rispetto a giugno 2002. I volumi scambiati con
il contratto baseload (22.08 GWh) sono cresciuti del
66.1% rispetto allo scorso mese.
40
30
20
10
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29
Giugno
Confronti Internazionali di Prezzo
500
Euro/MWh
400
300
200
100
0
Spagna
Nordpool
EXAA
EEX
APX
Minimo
15.82
4.51
3.10
2.99
0.01
PNext
3.08
Medio
36.87
24.81
31.76
29.05
51.03
27.65
Medio Picco
42.35
26.99
43.49
38.90
79.33
37.68
Massimo
58.50
38.37
399.30
300.05
521.00
546.62
Variabilità
0.31
0.22
0.92
0.86
1.46
1.14
Confronti Internazionali Volumi Scambiati
30,000
25,000
MWh
20,000
15,000
10,000
5,000
0
Spagna
Nordpool
EXAA
EEX
APX
PNext
Minimo
16,060
7,135
22
3,547
842
399
Medio
23,109
8,644
136
4,923
1,432
867
Medio Picco
24,681
8,937
129
5,017
1,344
869
Massimo
29,899
10,730
339
6,374
2,222
1,584
Variabilità
0.14
0.08
0.41
0.11
0.19
0.25
numero 58
36
25 luglio 2003
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.ref-online.it) sono i seguenti:
%
%
%
%
%
%
%
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.
Rapporto annuale sull’evoluzione e le prospettive dei settori elettrico e del gas (già on line).
Scenari a medio termine sull’evoluzione del mercato elettrico realizzato sulla base del modello di dispacciamento
El-fo. Vengono simulati scenari di prezzo a partire dalle ipotesi di sviluppo del parco e delle previsioni di
domanda.
Seminari di discussione sulle innovazioni legislative e normative. Tre seminari all’anno.
Quaderni di ricerca di base. Trattano, a partire dalla letteratura teorica, temi di attualità per il nuovo mercato
italiano.
Consulenza telefonica sui nuovi provvedimenti del settore.
Energia 2003 - Rapporto ref. sul mercato e la regolamentazione: è disponibile per i Soci, anche online, il rapporto
annuale ref. sui settori dell'energia elettrica e del gas. L’obiettivo è quello di ripercorrere l’evoluzione della
normativa primaria e secondaria, di valutarne gli esiti in termini di effettivo cambiamento nella struttura del mercato
e di dinamica dei prezzi, di disegnare scenari a medio termine. Il lavoro è suddiviso in quattro parti: nella prima si
analizza il contesto europeo, nella seconda e nella terza vengono esaminati i settori elettrico e del gas in Italia e
nella quarta si propongono alcuni approfondimenti.
Per informazioni: Francesca Sala tel. 02-43441043 - [email protected]
El-fo è il modello sviluppato da ref. per simulare il dispacciamento orario del parco idroelettrico e termoelettrico
italiano, minimizzando il costo complessivo di fornitura dell’energia elettrica, tenuto conto dei vincoli dinamici
degli impianti e dei vincoli della rete di trasmissione. È dotato di un ampio database, costantemente aggiornato,
sui dati di offerta (impianti termoelettrici, idroelettrici, in regime CIP 6, importazioni) e di domanda.
E' disponibile la versione commerciale di El-fo.
Per informazioni: Luca Pappalardo tel. 02 43441046 - [email protected]
numero 58
37
25 luglio 2003

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