Previsivo Osservatorio Energia

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1 Ricerche per l Economia e la Finanza Previsivo Osservatorio Energia Anno II - numero 4 I PREZZI IPEX NEL 2005 I PREZZI DELL ENERGIA ELETTRICA: L IPEX NEL PAG. 3 LA DINAMICA DEL FABBISOGNO: LE PREVISIONI DEL PAG. 13 I prezzi di Borsa nei primi mesi del 2005 presentano alcuni elementi di novità rispetto allo scorso anno: sinteticamente, i prezzi appaiono maggiormente correlati al fabbisogno, molto omogenei tra zone e poco influenzati dal vecchio PGn; anche in conseguenza di questo è aumentata la distanza tra quotazioni delle ore di picco e delle ore di base. La nostra analisi dei prezzi di Borsa per il 2005 si basa sul mantenimento della relazione prezzi-fabbisogno osservata finora e sul conseguimento di un obiettivo di margine da parte dell operatore dominante. Cambiamenti nelle strategie degli operatori, come anche prezzi dei combustibili superiori rispetto a quelli da noi ipotizzati, possono risultare in prezzi superiori rispetto ai nostri risultati. Si conferma una più elevata differenza tra prezzi nelle ore di picco e nelle ore di basso carico. La maggiore correlazione con il fabbisogno, i contratti differenziali firmati da AU e l ingresso di nuovi impianti di base sono gli elementi fondamentali che contribuiscono al risultato. Le previsioni di domanda considerano un andamento delle temperature in linea con le medie stagionali, quindi abbastanza simili a quelle di quest anno. La bassa crescita economica viene compensata dalla ripresa del trend di crescita dell intensità elettrica e dovrebbe indurre una crescita della domanda totale intorno 2% rispetto allo scorso anno. Vista l elevata capacità di generazione presente in Italia, la sicurezza del sistema dovrebbe essere comunque garantita anche nel caso di tassi di crescita più elevati. L ANDAMENTO DEI PREZZI DEI COMBUSTIBILI FOSSILI NEL PAG. 15 Viene confermato il periodo di tensione sui mercati petroliferi, che dovrebbero far segnare prezzi elevati per tutto il corso dell anno. Nella nostra ipotesi il Brent Dated si attesta su un valore medio di 45 $/bbl nel Peraltro in Europa quotazioni elevate dei combustibili sono parzialmente sterilizzate da un tasso di cambio ancora in apprezzamento rispetto al dollaro. A livello zonale si dovrebbe osservare un aumento dei costi di congestione dalla seconda metà dell anno in poi, ipotesi avvalorata anche dagli acquisti dei CCC mensili da parte dell incumbent. Box - Lo sviluppo del mercato OTC...pag. 12 Soci Sostenitori AceaElectrabel Produzione SpA, AEM SpA, AMPS Energie Srl, ASM Brescia SpA, Assoelettrica, Dalmine Energie SpA, EDF Energia Italia Srl, Edison SpA, Electra Italia SpA, Enel SpA, Energia SpA, Eni SpA, Ferrero SpA, Hera Trading Srl, Italgas SpA, Italgen SpA, MPE SpA (Centro Energia - Foster Wheeler), Pirelli e C. SpA, Unicredit Banca Mobiliare, World Energy

2 Newsletter Osservatorio Energia Previsivo Osservatorio Energia Quadrimestrale Responsabile del Previsivo: Edoardo Settimio Gruppo di lavoro: Claudia Checchi, Stefano Frontini, Pia Saraceno, Mara Zanini 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 Milano - info@ref-online.it Segreteria, Editing e grafici Dalia Imperatori - Tel Fax Dalia@ref-online.it numero 4 2

3 I PREZZI DELL ENERGIA ELETTRICA: L IPEX NEL 2005 I prezzi dei primi mesi di Borsa nel 2005 presentano alcuni elementi di novità rispetto allo scorso anno: sinteticamente, i prezzi appaiono maggiormente correlati al fabbisogno, molto omogenei tra zone e poco infl uenzati dal vecchio PGn; anche in conseguenza di questo, oltre che dei contratti alle differenze fi rmati dall AU, è aumentata la distanza tra quotazioni delle ore di picco e delle ore di base. Questo rapporto, che si pone l obiettivo di indicare il possibile andamento del prezzi dell energia elettrica dei prossimi mesi non può quindi che partire dall analisi delle nuove relazioni che sono andate manifestandosi, distaccandosi per molti aspetti dall impostazione del precedente rapporto di previsione. Nel rapporto diffuso lo scorso ottobre si segnalava come le offerte dei produttori e di conseguenza i prezzi sull Ipex già nel 2004 fossero stati infl uenzati dal framework regolatorio allora in vigore. Non avendo ancora a disposizione informazioni sul nuovo contesto regolatorio avevamo ipotizzato allora regole invariate nel 2005 rispetto al In particolare si assumeva che il vecchio prezzo regolato (PGn) continuasse ad essere il parametro di riferimento sia per il controllo del potere di mercato, sia di conseguenza per gli operatori maggiormente in grado di infl uenzare l andamento del mercato. Di fatto la nuova disciplina di controllo del potere di mercato (delibera 254/04), sebbene attualmente sospesa da un provvedimento del Tar in attesa di giudizio, è stata rilevante nel rendere i prezzi Ipex maggiormente correlati al fabbisogno e disancorarli al PGn. Risulta inoltre decisivo nella performance del 2005 il ruolo giocato dai differenziali fi rmati dall Acquirente Unico sia dal punto di vista del profi lo orario che dei prezzi medi dell Ipex. Tra le novità ancora nella fase sperimentale vi è infi ne quest anno la partecipazione della domanda attiva in Borsa, che però non ha sino ad ora impedito prezzi molto elevati nei mesi iniziali dell anno. Da ultimo l oggetto dell analisi in questo Previsivo è il possibile percorso dei prezzi Ipex, che potrebbe anche essere differente dal prezzo medio del kwh sul mercato (anche se in via di principio i due valori dovrebbero coincidere). Di fatto la liquidità effettiva di Borsa è abbastanza bassa (si vedano articoli di Newsletter): gli operatori del mercato libero acquistano in Borsa solo le quantità di modulazione, ed anche l AU che risulta coperto per gran parte delle ore dai contratti alle differenze, si trova però scoperto nelle ore di alto carico. L esercizio di simulazione che abbiamo condotto dunque cerca di sfruttare le informazioni oggi disponibili (e in grado di infl uenzare la performance dei prossimi mesi) con l obiettivo di segnalare dove si potrebbero collocare i prezzi Ipex, in media e nella loro articolazione zonale date le ipotesi di: evoluzione del prezzo dei combustibili, profi lo della domanda, cambiamento nella struttura dell offerta, obiettivi di margini operativi nella generazione degli operatori in grado d infl uire sui prezzi. L ipotesi a questo riguardo non è quella della massimizzazione dei profi tti (da produzione termoelettrica) di Enel, ma della loro invarianza nel 2005 rispetto al 2004 (tenendo conto di tutte le fonti di ricavi nella generazione). La previsione che ne deriva è dunque vincolata al comportamento strategico assunto e rappresenta da questo punto di vista anche un benchmark al quale fare riferimento per valutare gli andamenti effettivi, che si andranno manifestando nei prossimi mesi. Va sottolineato inoltre che il prezzo del petrolio è ipotizzato in riduzione rispetto ai valori attuali e in media d anno potrebbe attestarsi intorno ai 45 $/bbl. Se ad esempio il Brent rimanesse sugli attuali valori (intorno ai 50$/bbl in media a febbraio-marzo) fi no alla fi ne dell anno, i prezzi di Borsa potrebbero aumentare rispetto al nostro scenario del 7-8% nell ipotesi di trasferimento senza lag temporali. Di seguito si descrive sinteticamente l evoluzione prevista della capacità in Italia nel 2005 in aggregato e a livello zonale e le previsioni di prezzo che ne conseguono; si rimanda ai paragrafi successivi per un analisi della domanda elettrica e dei prezzi dei combustibili. Lo scenario di capacità nel 2005 Le diverse fonti di offerta di energia elettrica hanno nel 2005 tassi di crescita piuttosto differenti: vi è un aumento delle importazioni legato all entrata in esercizio di S. Fiorano-La Robbia (1050 MW nel 2005) e vi è, secondo le nostre ipotesi, un aumento signifi cativo dell offerta di energia elettrica dalle altre fonti (in particolare fonti rinnovabili). (tabella 1) Considerando un fabbisogno totale pari a 329 GWh, numero 4 3

4 la produzione termoelettrica copre complessivamente 187 GWh (57%circa), di cui 145 GWh da impianti non incentivati, valore non lontano rispetto a quello del Un volume di domanda totale nel 2005 invariato rispetto a quello del 2004 si confronta con un ammontare di capacità installata che invece cresce significativamente. In base alle informazioni ad oggi disponibili poco meno di 7GW di nuova capacità entrano nel corso del Al dicembre 2005 il saldo netto di entrate ed uscite rispetto alla situazione del dicembre 2004 è di 4.8GW di capacità addizionale. L aumento del 2005 segue un incremento netto di potenza nel corso del 2004 stimato in quasi 1.5 GW, risultato del saldo tra 7.7 GW di nuovi impianti e 6.25 GW di uscite dal parco di generazione.. Della nuova capacità che entra in funzione nel 2005, 4GW sono localizzati nell area Nord e derivano dai nuovi impianti di Edison ed Eni Power nonché dal completamento dei repowering di Endesa ed Edipower; 2.6 GW invece saranno localizzati nelle aree Centro Sud e Sud. L effetto combinato dell entrata di nuovi impianti e dell uscita dei più vecchi fa segnare un significativo cambiamento nella struttura del parco nell Italia continentale, sia al Sud che al Nord. Il confronto riportato in figura 1 mette in luce: - al Nord un cambiamento tale da configurare la possibilità di una minore predominanza di Enel nella fissazione dei prezzi soprattutto a partire dalla seconda metà del 2005; - una quota di mercato sulla capacità installata termoelettrica totale italiana di Enel che scende da poco più del 61% al 50%; - al Nord una discesa della quota di mercato di Enel di circa 10 punti, che porta il principale produttore a detenere poco più del 33% della capacità termica; - nelle aree Centro sud e Sud, considerate insieme, un ridimensionamento almeno altrettanto significativo, con l incumbent che però detiene ancora il 70% della potenza dell area; - in Sardegna uno stato di duopolio tra Endesa ed Enel; - in Sicilia una situazione che non presenta cambiamenti di rilievo, anche se va ricordato che si è previsto un ridimensionamento della capacità disponibile a seguito dell uscita delle due unità a Trapani di Endesa e dell impianto Enel di Termini. L evoluzione della domanda e del parco consentono di confermare una situazione di relativa sicurezza del sistema elettrico, con una riserva nel corso del 2005 aumenterà rispetto al I prezzi Ipex nei primi mesi del 2005 I primi due mesi e mezzo del 2005 sull Ipex sono caratterizzati da alcuni elementi fondamentali: 1. elevata correlazione tra prezzi e fabbisogno; 2. disancoraggio dei prezzi di Borsa dal vecchio prezzo amministrato (PGn), anche a seguito della nuova disciplina contro il potere di mercato (delibera AEEG n. 254/04); 3. influenza sulla dinamica dei prezzi dei contratti alle differenze firmati da AU; 4. prezzi abbastanza omogenei lungo il territorio nazionale. La figura 2, dove vengono mostrati gli andamenti dei prezzi medi settimanali da aprile 2004 a febbraio 2005, ponderati sul fabbisogno, evidenziano come dopo la prima fase di funzionamento della Borsa elettrica nella quale si è assistito ad un sostanziale ancoraggio dei prezzi Ipex al vecchio PGn, nel 2005 l evoluzione dei prezzi abbia seguito logiche sostanzialmente differenti. Nei primi due mesi del 2005, il prezzo sul MGP risulta notevolmente più alto rispetto al vecchio PGn, che nel primo trimestre vedeva l assenza di ore di F1, nonostante livelli di fabbisogno abbastanza elevati. Il disancoraggio rispetto ad un profilo dominato dalla definizione delle fasce risulta in una maggior correlazione dei prezzi sull Ipex Tabella 1 - Domanda e Offerta GWh Domanda Import Idro Altro* CIP6 Termo *Altre rinnovabili, autoproduzione Fonte: Grtn e previsioni 1 La riserva viene calcolata come capacità termoelettrica disponibile ma non dispacciata nell ora di punta del fabbisogno, data la produzione delle altre fonti (import, idroelettrico, fonti rinnovabili, impianti CIP6). numero 4 4

5 Figura 1 - Potenza efficienza netta termoelettrica (escluso CIP6) composizione % 100% Enel Edison Edipower AEM Endesa Eni Tirreno Energia Altri 80% 60% 40% 20% 0% CN, CS e SUD Nord Sardegna Sicilia Italia anno 2004 Enel Edison Edipower AEM Endesa Eni Tirreno Energia Altri 100% 80% 60% 40% 20% 0% CN, CS e SUD Nord Sardegna Sicilia Italia anno 2005 Fonte: El-fo al livello della domanda. Mentre nel 2004 solo il 58% circa della variabilità delle quotazioni del MWh in borsa era spiegato dall andamento della domanda, nei mesi di gennaio e febbraio del nuovo anno la correlazione cresce fino a collocarsi su valori superiori all 80%. Tale valore è ancora superiore (poco inferiore al 90%) se si escludono dal campione i primi 15 giorni del mese di gennaio, in cui il prezzo Ipex è stato particolarmente elevato nonostante livelli di fabbisogno non molto differenti rispetto ai mesi precedenti. Il successivo intervento dell Autorità, che ha aperto un inchiesta per valutare le motivazioni di tali risultati ed eventualmente modificare la delibera per il controllo del potere di mercato, ha subito causato una riduzione dei prezzi medi di Borsa, che a febbraio sono risultati inferiori rispetto a gennaio nonostante una domanda più elevata. La correlazione prezzi-fabbisogno nel 2005 è strettamente legata alla nuova disciplina per il controllo del potere di mercato. La delibera AEEG n. 254/04, che peraltro non sembra efficace nel limitare la possibilità di fissare prezzi elevati da parte dell operatore dominante, ha tra i suoi effetti positivi proprio il disancoraggio dal vecchio PGn. A differenza dello scorso anno, infatti, il controllo del potere di mercato del 2005 non chiama in causa il prezzo amministrato: si lascia quindi il mercato più libero di operare secondo le proprie regole, in modo che sia più correlato con le condizioni strutturali di domanda ed offerta, cosa che nel 2004 il meccanismo delle fasce ha evitato. Evidente tuttavia anche una distribuzione dei prezzi che riflette la stipula dei contratti alle differenze da parte di AU. Come lo scorso anno anche per il 2005 i contratti firmati dall AU per il 2005 sono contratti di tipo esclusivamente finanziario: anche se le controparti possono essere solamente produttori di energia elettrica, l effettiva immessa in rete dell energia elettrica non ha alcun effetto ai fini dei contratti. A differenza del 2004, però, i contratti di quest anno sono classificabili nella numero 4 5

6 categoria delle opzioni e non delle obbligazioni: l AU paga al firmatario del contratto un premio annuale in cambio della facoltà di ricevere la differenza, se positiva, tra PUN e prezzo strike per l intera quantità contrattata 2. Nel 2005 l AU ha firmato contratti alle differenze per una quantità totale di 17.7 GW (di cui 16.7 GW per il periodo gennaiodicembre, 1 GW per il periodo febbraio-dicembre); per acquisti in Borsa inferiori rispetto a tale livello l AU risulta quindi coperto da eventuali incrementi del PUN, mentre paga a prezzo di mercato le quantità di energia ulteriori. Nella figura 3 sono stati relazionati gli acquisti in Borsa dell AU (stimati sottraendo al profilo orario previsto dallo stesso Acquirente Unico l import e il CIP6) al PUN orario. In corrispondenza dei prezzi strike dei diversi contratti alle differenze sono state inoltre tracciate delle rette di lunghezza analoga alla quantità di contratti firmati per ciascuna tipologia (carbone, gas1, olio, gas2 e picco). Si osserva come lo strike dei contratti sia un riferimento massimo al prezzo di Borsa, che supera i 100 euro/mwh solo nelle ore in cui l AU rimane scoperto. Anche per questa ragione i risultati di Borsa fin qui osservati mostrano un aumento del gap tra ore peakload 3 e ore off-peak 4 : in media i prezzi medi delle ore piene nei primi mesi del 2005 si attestano intorno ai 90 euro/ MWh, a fronte di 35 euro/mwh delle ore notturne dei giorni feriali. Lo scorso anno era stato registrato un simile divario solo nei mesi di giugno-luglio, in cui era massima la concentrazione di ore di F1; negli altri mesi i prezzi nelle ore peakload si erano invece fermati su valori intorno ai 70 euro/mwh, a fronte di prezzi off-peak in linea con quelli di quest anno. Prezzi zonali: si riducono i costi di congestione Nei primi mesi dell anno si osserva una modifica non solo del profilo di prezzo, ma anche della loro dinamica territoriale. Sono infatti praticamente nulli i differenziali zonali, che erano invece stati particolarmente elevati soprattutto nei mesi estivi dello scorso anno. Il prezzo del Nord è ancora inferiore rispetto alla media italiana, ma se lo scorso anno queste differenze avevano raggiunto 6 euro/mwh a giugno e luglio, nel 2005 non superano 0.6 euro/mwh (tabella 2). Tabella 2 - Costi di congestione, zona Nord media aritmetica gennaio 0.63 febbraio 0.31 marzo 0.26* aprile 1.27 maggio 2.59 giugno 5.90 luglio 5.88 agosto 1.82 settembre 0.02 ottobre 1.30 novembre 1.79 dicembre 3.22 *Valore al 15/3/05 Fonte: GME Figura 2 - Prezzi medi settimanali, ponderati per il fabbisogno 1/4/ /2/2005 euro/mwh Ipex PGn /4/04 1/5/04 1/6/04 1/7/04 1/8/04 1/9/04 1/10/04 1/11/04 1/12/04 1/1/05 1/2/05 Fonte: El-da 2 Per una spiegazione più esauriente della struttura dei contratti alle differenze 2005 si rimanda al relativo articolo pubblicato dall Osservatorio Energia nella Newsletter n. 73/04. 3 Si intendono le ore dei giorni feriali dalle 8 alle Ore dei giorni feriali comprese tra le 22 e le 8. numero 4 6

7 Figura 3 - Prezzi ed acquisti in Borsa dell'au, 1 gennaio - 7 marzo Domanda coperta dai differenziali euro/mwh GW Fonte: elaborazioni su dati GME ed AU Le previsioni del prezzo Ipex: nel 2005 livelli condizionati dai contratti alle differenze dell AU Le previsioni dei prezzi dell Ipex nei prossimi mesi tengono conto di oltre che dell ingresso dei nuovi impianti, del profilo previsto per la domanda, delle relazioni fin qui osservate tra andamento dei prezzi e fabbisogno e, per l esplosione delle previsioni a livello zonale, delle assegnazioni e dei prezzi dei CCC. Dal punto di vista dell offerta termoelettrica, abbiamo osservato in precedenza che l ingresso di nuovi impianti è concentrato nella zona Nord, che peraltro è già la più concorrenziale del paese. Rispetto allo scorso anno, all incumbent quindi rimane un potere di mercato immutato e pressoché monopolistico nel resto dell Italia continentale e in Sicilia mentre in Sardegna le capacità di produzione sono quasi equamente divise tra Endesa ed Enel. Nello scenario da noi considerato, circa 2500 MW dei circa 7000 MW totali in ingresso nel 2005 sono operativi tra marzo e aprile ed altri 2500 MW entrano in funzione dopo maggio. La maggiore capacità produttiva di impianti a ciclo combinato al Nord induce una riduzione della quota di mercato di Enel nell area: secondo le stime basate sul modello El-fo, la produzione termoelettrica dell operatore dominante nella zona Nord scende da circa 4 TWh di gennaio a 2.5 TWh di luglio, per una riduzione vicina al 40%. Quanto alla domanda elettrica, essa diminuisce nei mesi primaverili e torna su valori elevati a giugnoluglio e novembre-dicembre (si veda paragrafo relativo alla dinamica del fabbisogno). Ai fini della previsione dei prezzi di Borsa, a partire dal profilo di consumo orario del 2001, applicando i tassi di crescita mensili consuntivi per il periodo 2001-febbraio 2005 e previsti per marzo 2005-dicembre 2005, abbiamo stimato la domanda oraria dell anno in corso. Nella figura 4 vengono illustrati i consumi medi orari nei diversi mesi dell anno: a febbraio la richiesta risulta di poco inferiore ai 38 GWh, livello massimo dell anno, superiore rispetto a luglio e novembre nei quali non si superano i 36 GWh. Peraltro sia a luglio che a dicembre tipicamente si assiste ad una elevata variabilità tra i livelli di richiesta sulla rete, che passa da valori inferiori a 23 GWh nelle ore notturne a livelli alla punta di circa 55 GWh. In base alle nostre previsioni nel mese di luglio, in particolare, si concentra un numero rilevante di ore di carico elevato: in 50 ore la domanda risulta superiore ai 49 GWh (circa il 6% delle ore totali del mese), a fronte delle 41 ore di dicembre, 36 di novembre e 29 di giugno. In base a quanto osservato nei primi mesi del 2005, risulta elevata la correlazione tra il PUN e il fabbisogno: a fini previsivi tramite un modello econometrico si è ipotizzato che nei prossimi mesi tale relazione venga mantenuta. A livello zonale, invece, si prevede un aumento dei costi di congestione nella seconda metà dell anno: tale ipotesi è avvalorata dell assegnazione da parte del GRTN, a fine dello scorso anno, delle quantità di CCC annuali e mensili per il Le quantità disponibili ed i risultati di prezzo variano con i mesi, da un minimo di 2.3 euro/mwh nel mese di febbraio ad un massimo di 3.5 euro/mwh nel mese di luglio con prezzi più elevati durante i mesi estivi, nei quali la quota di contratti acquistati rispetto a quelli numero 4 7

8 Figura 4 - Previsione del fabbisogno medio orario, Italia (2005) Italia GWh gen feb gen mar feb apr mar mag giu apr mag giu lug lug ago ago set set ott ott nov nov dic dic Fonte: elaborazioni resi disponibili dal GRTN è risultata prossima all unità. Considerando i principali assegnatari dei CCC annuali e mensili, si nota come quasi tutti i principali operatori hanno acquistato quantità uniformi per tutti i mesi (nei limiti del possibile, data la variabilità delle quantità disponibili mensilmente), fatta eccezione per le società del gruppo Enel, che hanno acquistato coperture, peraltro in quantità rilevanti, solamente per la seconda parte dell anno. L acquisto da parte dell operatore dominante di tali contratti fa quindi ipotizzare un cambiamento nelle sue strategie di prezzo nella seconda parte dell anno, anche in risposta all ingresso di nuovi impianti concorrenti che ne ridurrà la quota di produzione soprattutto al Nord. I risultati delle nostre stime sono riportati in tabella 3. In media aritmetica il prezzo medio di Borsa si attesta intorno ai 53 euro/mwh, circa 2 euro/mwh in più rispetto allo scorso anno (relativo al solo periodo aprile-dicembre) che in media ponderata per il fabbisogno sale a poco meno di 59 euro/mwh (lo scorso anno era di poco superiore ai 56 euro/mwh). Da notare come tale livello di prezzo sia inferiore rispetto a quello stimato nel precedente numero del Previsivo (che si attestava intorno a 59 euro/mwh per un contratto baseload ed a 63 euro/mwh in media ponderata per il fabbisogno), nonostante le previsioni per prezzi dei combustibili in euro utilizzate in questo esercizio siano sostanzialmente analoghe a quelle di quattro mesi fa. La ragione di tale revisione è da ricercare essenzialmente nell effetto dei contratti alle differenze. L effetto dei contratti differenziali sui ricavi dei produttori va infatti in due diverse direzioni: una positiva, di aumento dei ricavi provenienti dal premio; una negativa, per effetto degli strike dal momento che una parte dei ricavi di vendita dell energia in Borsa va rimborsata all AU quando il PUN è superiore allo strike. Date le nostre previsioni di PUN, la composizione dei differenziali di Enel (molti contratti carbone, gas1 e picco, pochi olio e gas2) fa sì che l operatore dominante guadagni con i premi più di quanto debba rimborsare all AU. A parità di margini di Enel rispetto allo scorso anno, profitti positivi dell incumbent provenienti dai differenziali permettono quindi una riduzione dei prezzi di Borsa rispetto a quanto previsto in passato. Tabella 3 - Previsione prezzi medi, Italia euro/mwh Media aritmetica Media ponderata* gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre Media *Per il fabbisogno al netto dei pompaggi Fonte: Previsioni modello numero 4 8

9 Va sottolineato che l impatto di questi contratti sui margini dei produttori dipende crucialmente sia dal PUN che dal mix di contratti acquistati e potrebbe alla fine risultare negativo per altri produttori. I risultati dell esercizio che abbiamo illustrato sono ovviamente determinati dalle assunzioni che estendono ai prossimi mesi la relazione tra fabbisogno e prezzi stimata nei primi mesi dell anno e dall ipotesi di invarianza del margine operativo di Enel nel 2005 rispetto ai risultati conseguiti nel L obiettivo di profitto dell incumbent potrebbe però essere più ambizioso e, data l attuale struttura di mercato, potrebbe anche essere facilmente perseguito mantenendo prezzi più elevati soprattutto nelle ore di alto carico, quando l AU è scoperto. Passando all analisi mensile, la possibilità per i produttori di guadagnare margini elevati nelle ore di alta domanda induce un prezzo medio ponderato superiore ai 64 euro/mwh a luglio. La tabella 4 presenta le previsioni dei prezzi per fascia: la scarsa rispondenza di questa articolazione delle ore con il fabbisogno da noi stimato è evidente da prezzi in F2 che in alcuni casi risultano superiori a quelli di F1 (molto bassi ad esempio in agosto). Dal punto di vista descrittivo, quindi, è più rilevante dividere le ore in peak-load (8-22) e off-peak (22-8), relativamente ai giorni feriali, e festivi (tabella 5). In media annuale le ore di alto carico feriali risultano avere prezzi superiori di circa 2.4 volte rispetto a quelle delle ore notturne: si tratta di un valore superiore rispetto a quello dello scorso anno quando a fronte di prezzi offpeak di euro/mwh il prezzo nelle ore di picco si era fermato a 73.9 euro/mwh (poco più di 2 volte superiore). Secondo le nostre stime si conferma quindi il differenziale di prezzo tra le ore di alto e basso carico, per tre ragioni principali: i. la maggiore correlazione prezzi/fabbisogno nel 2005 rispetto allo scorso anno, in cui i prezzi erano ancora vincolati al PGn anche in virtù della disciplina di controllo del potere di mercato. ii. L effetto dei contratti differenziali firmati da AU. iii. L entrata in funzione di numerosi impianti di base a ciclo combinato, che aumentano la concorrenza nelle ore di basso carico. La figura 5 mostra la relazione tra prezzi e fabbisogno ottenuta dal modello: si osserva come il gradiente della curva risulti inferiore per livelli bassi di fabbisogno, per Tabella 4 - Previsione prezzi per fascia 2005, media aritmetica Italia (euro/mwh) f1 f2 f3 f4 gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre Media Fonte: Previsioni modello poi aumentare quando la domanda totale è superiore ai 40 GWh. Quando la richiesta sale la concorrenza diminuisce e al contempo i volumi venduti in Borsa dal price maker sono maggiori di quelli contrattati con l AU: nella nostra previsione nelle ore di domanda massima i prezzi superano i 140 euro/mwh. I prezzi zonali: nella seconda metà dell anno si allargano i divari tra Nord e altre zone del paese Passando al livello zonale, i costi di congestione raggiungono il massimo di 3.8 euro/mwh a luglio, quando il prezzo medio del Nord si attesta sui 55 euro/mwh, 8.5 euro/mwh in meno del prezzo del Sud. Tabella 5 - Previsione prezzi peak-off peak, media aritmetica Italia (euro/mwh) Peakload * Off-peak ** Festivo*** gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre Media *Dalle 8 alle 20 giorni feriali; **Dalle 20 alle 8 giorni feriali ***Sabato, domenica e altri festivi Fonte: Previsioni modello numero 4 9

10 Figura 5 - Correlazione prezzi-fabbisogno, gennaio - dicembre 2005 euro/mwh GWh Fonte: previsioni A livello orario i differenziali tra Nord e resto del paese sono massimi nelle ore di alta domanda mentre si azzerano nelle ore notturne, quando come detto la concorrenza è maggiore e la produzione di Enel è minore (tabelle 6, 7, 8, 9). In media annuale il differenziale di prezzo Nord- Altre zone si attesta intorno a 4.6 euro/mwh; tra aprile e dicembre la differenza tra prezzi del Nord e prezzi delle altre aree è di 5.9 euro/mwh, valore in linea con quello dello scorso anno (5.7 euro/mwh). A fronte di tali risultati il corrispettivo di costo di congestione pagato dai bilateralisti del Nord per un contratto di tipo baseload è di circa 2 euro/mwh in media d anno che sale a 2.5 euro/mwh se si considera il periodo aprile-dicembre (tabella 10). Tabella 6 - Previsione prezzi medi zonali, media aritmetica 1 (euro/mwh) Nord MacroSud e Sardegna Macro Sicilia gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre Media Per MacroSud si intende Centro Nord-Centro Sud e Sud, per Macro Sicilia Sicilia e Calabria *Per il fabbisogno al netto dei pompaggi Fonte: Previsioni modello Tabella 7 - Previsione prezzi peak-off peak, media aritmetica Nord (euro/mwh) Peakload * Off-peak ** Festivo*** gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre Media *Dalle 8 alle 22 giorni feriali; **Dalle 22 alle 8 giorni feriali ***Sabato, domenica e altri festivi Fonte: Previsioni modello numero 4 10

11 Tabella 9 - Previsione prezzi peak-off peak, Tabella 8 - Previsione prezzi peak-off peak, media aritmetica MacroSud e MacroSicilia 1 media aritmetica Sardegna (euro/mwh) (euro/mwh) Peakload * Off-peak ** Festivo*** Peakload * Off-peak ** Festivo*** gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre Media *Dalle 8 alle 22 giorni feriali; **Dalle 22 alle 8 giorni feriali ***Sabato, domenica e altri festivi Fonte: Previsioni modello gennaio febbraio marzo aprile maggio giugno luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre Media Per MacroSud si intende Centro Nord-Centro Sud e Sud, per MacroSicilia Sicilia e Calabria *Dalle 8 alle 22 giorni feriali; **Dalle 22 alle 8 giorni feriali ***Sabato, domenica e altri festivi Fonte: Previsioni modello Tabella 10 - Costi di congestione, zona Nord media aritmetica 2005 gennaio 0.63 febbraio 0.31 marzo 0.26* aprile 0.00 maggio 0.00 giugno 3.44 luglio 3.74 agosto 3.34 settembre 3.21 ottobre 3.22 novembre 2.99 dicembre 2.96 *Valore al 15/3/05 Fonte: GME numero 4 11

12 Lo sviluppo del mercato OTC La possibilità per clienti finali e trader di partecipare attivamente al sistema di borsa a partire dal gennaio 2005 ha incentivato lo sviluppo anche in Italia di un mercato non standardizzato, anche detto mercato Over the Counter (OTC), in cui l energia elettrica viene scambiata tra le controparti attraverso contratti bilaterali a condizioni stabilite dalle parti. In particolare a partire dal nuovo anno i principali produttori hanno iniziato a lanciare campagne pubbliche di vendita di prodotti predefiniti e quotati. La peculiarità di tali offerte rispetto ai contratti bilaterali normalmente stipulati tra gli operatori consiste nella brevità del periodo di fornitura, spesso inferiore all anno, e nella tempistica di offerta, che può essere limitata nel tempo o continuativa, nonché nella trasparenza delle condizioni contrattuali, che solitamente rimangono confidenziali tra le controparti e che vengono invece in questo caso rese pubblicamente note. Sebbene il mercato sia di recente sviluppo, le tipologie di prodotti offerti sono varie: esse si differenziano per durata temporale della fornitura, quantità minima offerta, profilo, struttura di pricing, indicizzazione e periodo di validità dell offerta; in particolare le offerte possono essere indicizzate a panieri di combustibili (Ct e simili) ma anche alle componenti della tariffa del mercato vincolato (ad esempio il PC). Durante il periodo di durata delle campagne di offerta, le proposte relative alle tipologie di prodotti in vendita, con le relative quotazioni e quantità disponibili, vengono formulate con frequenza giornaliera ai grossisti, i quali solitamente hanno a disposizione una giornata di tempo per aderire all offerta. Per molti prodotti offerti il periodo di fornitura è inferiore all anno con orizzonti temporali che si vanno via via riducendo man mano che questo meccanismo di offerte diviene più utilizzato. Infatti il vantaggio di questi prodotti OTC per i clienti grossisti è quello di poter coprire il proprio fabbisogno sulla base delle previsioni a breve termine dello stesso. Pertanto con il diminuire della lunghezza del periodo di fornitura questi prodotti possono considerarsi al limite sostitutivi degli acquisti in borsa. Anche sul mercato elettrico italiano si sta quindi sviluppando un mercato di prodotti elettrici OTC parallelo a quello di borsa, come avvenuto in passato negli altri paesi europei. Tra le imprese che hanno lanciato campagne pubbliche di offerta di prodotti OTC vi sono Enel Trade e AEM Trading, le società che commercializzano l energia rispettivamente di Enel Produzione e di AEM, che dispone oltre che dell energia elettrica prodotta dalle proprie centrali anche del 33% dell energia elettrica prodotta da Edipower. Esempi di prodotti offerti, per quantità minime e massime predefinite, sono prodotti Base Load per diversi periodi di fornitura (mensile, trimestrale o di lungo termine ad esempio da maggio fino a dicembre 2005), prodotti Peak Load che prevedono la consegna dell energia elettrica solo nelle ore F1, F2 e F3, mentre solo di recente è stato proposto il cosiddetto prodotto 3:2 che consente un prelievo costante di 5 MW nelle ore di peakload (dalle 8 alle 20 dei giorni feriali) ogni 3 MW prelevati nelle ore di baseload (le restanti ore). La caratteristica delle campagne di offerta di primavera di ambedue le aziende è quella di aver proposto prodotti a prezzo fisso per tutto il periodo considerato. Enel Trade ha proposto principalmente prodotti per il periodo marzo-settembre (agosto escluso) mentre la AEM Trading continua a proporre sia contratti che scadono a fine 2005 sia di più breve durata (mensili e trimestrali). I prezzi offerti sono difficilmente confrontabili in quanto riferiti a periodi diversi, in ogni caso le quotazioni Base Load si aggirano attualmente in un range tra 56 euro/mwh e 64 euro/mwh, in funzione del periodo di fornitura, mentre i prodotti 3:2 sono stati offerti a prezzi intorno a euro/mwh. Senza dubbio le esigue dimensioni di questo mercato fanno sì che le quotazioni proposte siano scarsamente rappresentative sia delle condizioni attuali di mercato che delle aspettative per i mesi futuri. Più probabile è che per il momento queste campagne di offerta siano volte più che altro a far conoscere la disponibilità dell azienda a stipulare una determinata quota di contratti bilaterali, con un certo margine di trattativa da parte dell acquirente sulle condizioni effettive del contratto. Inoltre non è noto l interesse mostrato dagli acquirenti verso questi prodotti. Lo sviluppo sul mercato italiano di questo tipo di strumenti, che lo scorso anno, in mancanza di partecipazione attiva della domanda in borsa e quindi di esposizione degli operatori al rischio di volatilità oraria dei prezzi, non venivano offerti appare tuttavia un fattore di positivo interesse. E ipotizzabile, e anche sperabile, che la liquidità sul mercato OTC si sviluppi nei prossimi mesi, con una pluralità di soggetti e di prodotti offerti, nonché di possibili acquirenti. In questo caso il mercato OTC, se caratterizzato da un sufficiente livello di trasparenza, è preposto a diventare un utile barometro in grado di mostrare le aspettative degli operatori sui prezzi di mercato dei mesi futuri. A tale scopo è anche auspicabile che insieme alla liquidità del mercato cresca anche la disponibilità di informazioni e di indicatori sull andamento dello stesso. numero 4 12

13 LA DINAMICA DEL FABBISOGNO: LE PREVISIONI DEL 2005 Tendenze recenti Dopo il rallentamento estivo dei consumi nel 2004 la domanda è tornata a crescere a tassi tendenziali in linea con il trend di lungo periodo. Le temperature sono la principale spiegazione del rallentamento della domanda del 2004, mentre i dati più recenti confermano un aumento dell elasticità della domanda alla crescita dell economia ed un aumento della penetrazione nel domestico. I consumi pro-capite per uso domestico secondo le nostre stime sono cresciuti nel periodo ad un tasso dell 1.5% all anno, valore doppio rispetto al tasso di crescita degli anni novanta. Anche la domanda dei settori produttivi ha registrato incrementi superiori alla crescita del volume di attività. L aumento della penetrazione elettrica è stato signifi cativo soprattutto nel terziario. Nel settore industriale, invece, dopo il salto registrato nel 2000 l elasticità della domanda elettrica rispetto alla crescita del valore aggiunto è tornata verso valori che avevano caratterizzato gli anni novanta: l intensità cresce ad un tasso annuo dell ordine dello %. In particolare nel 2004 secondo le nostre stime l incremento potrebbe essere spiegato anche da un evoluzione migliore rispetto alla media del settore industriale delle industrie energy intensive. L indice di diffusione settoriale del ciclo misura la frequenza di settori in espansione sul totale: suddividendo l analisi tra settori energy-intensive e settori meno energivori è possibile avere indicazioni circa l andamento del primo insieme relativamente al secondo: nel triennio 2001/03 i settori più energivori sono andati relativamente meglio di quelli a minore intensità (si veda Newsletter n. 75/05). A questo fattore composizione si può peraltro supporre si sia aggiunto, così come si è verifi cato nel triennio precedente, un aumento delle singole intensità settoriali. Le previsioni Il profi lo di domanda per il 2005 riportato nella figura 6 mostra la riduzione stagionale della primavera, legata all aumento delle temperature e della luminosità dopo l inverno, e l accelerazione dei mesi estivi; inoltre si conferma la persistenza di un trend in aumento dell elasticità del fabbisogno alla variazione delle temperature estive. L ipotesi di un rientro verso temperature in media stagionale e la distribuzione nell anno dei giorni lavorati pesa sulle dinamiche del fabbisogno anno su anno. In particolare nella nostra previsione si osserva - a fronte di un aumento del Pil dell 1.2% nel 2005 un aumento del fabbisogno del 2.3%, l elasticità della domanda resterebbe quindi in media sui valori elevati registrati nell ultimo quinquennio. Oltre al recupero della produzione industriale (prevista manifestarsi in corso Figura 6 - Previsione del fabbisogno mensile GWh Italia A parità di temperature e giornate lav mar mag lug set nov 05 mar mag lug set nov Fonte: previsioni numero 4 13

14 d anno) si sconta la prosecuzione della penetrazione di elettricità nel domestico per la diffusione dell introduzione di condizionatori. Ciò giustifica tassi tendenziali più elevati soprattutto in giugno (freddo nel 2004 e ipotizzato in media stagionale nel 2005) - un conseguente aumento della domanda alla punta estiva al tasso del 3% superiore a quello medio ed al tasso di crescita della punta invernale (2%). La punta estiva supera la punta invernale nel 2005 (figura 7); - il settore con il tasso di crescita più elevato resta il terziario, che da dieci anni segna tassi di crescita medi annui del 4-4.5%; - il minor numero di giorni lavorativi (quattro nel 2005) abbassa il tasso di crescita annuo dello 0.5% rispetto al valore tendenziale, altrimenti stimato in 2.8%; - a livello zonale resta la crescita superiore alla media dell area dell Italia centrale e peninsulare. Il rimbalzo al Nord si giustifica oltre che per il seppur debole sviluppo della produzione industriale, dal rimbalzo della domanda del domestico in condizioni di temperature in media stagionale. Si ricorda in ogni caso che l elevata elasticità della domanda alle temperature estive potrebbe dare luogo ad un profilo differente in caso di temperature alternativamente più basse o più alte. Se fossero inferiori alla media stagionale la crescita del fabbisogno potrebbe restare sotto al 2% ed il picco estivo restare su valori inferiori al picco invernale, viceversa se si dovesse superare significativamente la media stagionale come nel Come visto in precedenza, tuttavia anche una domanda che dovesse crescere a tassi superiori non dovrebbe generare problemi sul sistema, dato l andamento previsto dell offerta da import e fonti rinnovabili e della capacità termica installata. Figura 7 - Domanda elettrica alla punta MWh Estate Inverno Fonte: previsioni numero 4 14

15 L ANDAMENTO DEI PREZZI DEI COMBUSTIBILI FOSSILI NEL 2005 Come già anticipato nel Previsivo n.3 il 2005 continua ad essere un anno di tensione sui mercati petroliferi, determinata principalmente dalla forza della domanda mondiale, che in mancanza di investimenti sui pozzi petroliferi tende ad assottigliare i margini di riserva e rappresenta un fattore di cruciale importanza nella determinazione dei prezzi del petrolio. L andamento recente conferma questo scenario: il prezzo del petrolio si è attestato su valori vicini ai 45 $/bbl a gennaio-febbraio per poi superare i 50 $/bbl nella prima metà di marzo, anche a causa dell ondata di freddo che ha colpito l Europa e gli Stati Uniti. In media d anno prevediamo un prezzo per il 2005 di 45 dollari al barile, in crescita di circa il 18% rispetto alla media del 2004, pari a 38.2 dollari, unitamente ad un restringimento del differenziale tra qualità leggere e pesanti, a meno di temporanei fenomeni speculativi. Dato l attuale contesto internazionale, in cui ha un ruolo primario lo squilibrio nei conti con l estero del sistema economico americano, caratterizzato da un ampio disavanzo commerciale e delle partite correnti, e che potrà essere ridimensionato solo in maniera graduale, lo scenario di previsione dell andamento del tasso di cambio euro/dollaro per il 2005 si attesta su una media annua di 1.35, dunque dollaro in tendenziale indebolimento rispetto alla media di 1.24 del Le previsioni di prezzo dei combustibili in Italia La previsione mensile dei principali combustibili coerente con il quadro economico sopra indicato (valore medio del Brent e tasso di cambio euro/dollaro per il 2005 rispettivamente 45 $/bbl e 1.35) è riportata in figura 8. La tabella 11 mostra l andamento delle quotazioni medie annuali dei combustibili relativo al triennio I valori sono calcolati utilizzando lo stesso ritardo con cui sono elaborati i prezzi del gas secondo il contratto SNAM (media dei 3 mesi precedenti) e comprendono il costo del posizionamento franco centrale e le accise. I valori sono espressi in centesimi di euro per kg (ad eccezione del gas che è espresso in centesimi di euro per mc) e tengono perciò conto della dinamica ipotizzata del tasso di cambio. Oli combustibili L aumento ipotizzato delle quotazioni del greggio per il 2005 dovrebbe spingere al rialzo la quotazione dei principali oli combustibili seppure parzialmente sterilizzata dal deprezzamento del dollaro. In particolare gli aumenti maggiori sono previsti per l STZ (+10.4% rispetto al 2004) ed il BTZ ARA (+8.44% rispetto al 2004). Di minore entità dovrebbe invece essere la variazione del ATZ (+1.66%). Figura 8 - Previsioni mensili combustibili, 2005 ATZ, cents/kg BTZ ARA, cents/kg STZ, cents/kg Gasolio, cents/kg Gas, cents/mc Carbone, cents/kg gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic Fonte: previsioni numero 4 15

16 Gasolio Più correlata alla variazione del prezzo del petrolio dovrebbe essere l incremento della quotazione del gasolio che in media nel 2005 dovrebbe attestarsi intorno ai 34 eurocents/kg con un incremento del 16% rispetto al Carbone L andamento del carbone storicamente non risulta correlato al prezzo del petrolio e negli ultimi mesi si osserva un trend decrescente dopo i picchi registrati ad ottobre Per i prossimi mesi prevediamo una continuazione di tale contrazione, con il prezzo del carbone 5 che dovrebbe attestarsi sui 52 euro/tonnellata. Tabella 11 - Prezzi combustibili ATZ, cents/kg BTZ ARA, cents/kg STZ, cents/kg Gasolio, cents/kg Gas, cents/mc Carbone, cents/kg Fonte: previsione 5 Carbone di potere calorifico 6300 kcal/kg. numero 4 16

17 GLI STRUMENTI DI PREVISIONE DEL MERCATO ELETTRICO ELABORATI DALL OSSERVATORIO ENERGIA Gli strumenti previsivi da noi utilizzati sono: il modello di previsione dei prezzi dei combustibili: vengono defi nite ipotesi di previsione sui prezzi dei combustibili alla generazione a partire dalle previsioni dei prezzi dei prodotti petroliferi e dei cambi, espresse dal mercato e modifi cate in base alle considerazioni relative agli scenari macroeconomici elaborati dal gruppo macroeconomia di. Tali scenari sono quelli che stanno anche alla base delle previsioni del Ct già pubblicate mensilmente nella Newsletter dell Osservatorio Energia; il modello di previsione del fabbisogno mensile per il totale Italia: tale modello consente di quantifi care l elasticità della domanda di elettricità rispetto alle variabili più signifi cative: andamento dell economia e della produzione industriale, temperature e trend. pur utilizzando il modello di previsione aggregato, l analisi e la scelta delle ipotesi, si avvale anche dell esame delle dinamiche per compartimenti e del diverso peso che le variabili considerate assumono a livello territoriale; il modello El-fo di dispacciamento ottimo: El-fo esprime prezzi orari a partire dai dati di input, di cui ai punti precedenti, opportunamente adattati su base oraria. Con particolare riferimento alla domanda, il passaggio dalle previsioni mensili a quelle orarie è al momento realizzato ipotizzando profi li eguali a quelli dell anno precedente. Con riferimento all offerta, il modello consente di tenere conto di ingressi e uscite programmate dal parco disponibile e dell effetto delle variabili atmosferiche sulla producibilità degli impianti idroelettrici. Lo unit commitment dei gruppi termoelettrici viene simulato sulla base di una rappresentazione completa delle caratteristiche degli impianti (costi variabili, potenza minima e massima, costi e tempi di startup, rampe, manutenzioni e guasti); il modello supply function di simulazione dei prezzi strategici del mercato: tale modello si integra con il modello di dispacciamento ottimo El-fo, calcolando i markup rispetto ai costi marginali di sistema che derivano dall adozione di strategie di tipo supply function da parte dei generatori. Le strategie simulate su base nazionale considerano le curve di offerta termoelettrica specifi che di ciascuna società e i vincoli di capacità che la caratterizzano. Il comportamento di offerta che ne deriva rappresenta un equilibrio di mercato in grado di massimizzare i profi tti delle società considerate al variare del livello di fabbisogno e della produzione da altre fonti; il modello di oligopolio di simulazione dei prezzi strategici di mercato: anche tale modello si integra con il modello di dispacciamento ottimo El-fo, calcolando i markup rispetto ai costi marginali di sistema che derivano dall adozione di strategie di oligopolio da parte dei generatori. Il modello sviluppato è zonale e tiene in considerazione, oltre alla struttura della domanda e dell offerta, anche l articolazione delle fasce al fi ne di prevedere i prezzi strategici. il modello econometrico di previsione dei prezzi orari nazionali: il modello stima i parametri dell equazione PUN/ fabbisogno a livello orario in base a quanto osservato nel passato e prevede i prezzi per i prossimi mesi mantenendo tale relazione. numero 4 17