Studi e Analisi Finanziaria. Studi di Settore. Il mercato elettrico statunitense

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1 Studi e Analisi Finanziaria Studi di Settore Il mercato elettrico statunitense

2 Indice Introduzione...3 Capitolo 2 - La struttura del mercato Domanda e offerta a livello federale L organizzazione della Rete di trasmissione NERC e ISO I mercati organizzati: NEPool, NYPP, PJM Capitolo 3 - Domanda e offerta analisi e prospettive dei mercati elettrici statunitensi Il Npcc Il Maac Il Serc Il Frcc Il Spp L Ecar Il Main Il Mapp Il Wscc L Ercot Capitolo 4 - I players: utilities, IPPs, Energy merchants I modelli di business presenti nel mercato Capitolo 5 - Casi studio Le utilities integrate: Entergy Un esempio di gentrader: Duke Energy Gli IPPs: Calpine Gli energy merchant: Dynegy Appendice 1 - La crisi californiana...72 Background: il sistema elettrico californiano I fattori della crisi Conclusioni: la California dopo la crisi Appendice 2 - Il caso Enron...80 La struttura di Enron I motivi del fallimento di Enron Conclusioni: le conseguenze sui mercati Marzo 2002 A cura di Luigi Napolano Tel.: Studi e Analisi Finanziaria 2

3 Introduzione Il presente studio descrive il sistema elettrico statunitense, con l obiettivo di mettere in luce dove vi sono le maggiori prospettive di investimento nei diversi mercati che lo compongono, nonché quali sono i fattori di rischio. L argomento è in realtà amplissimo. Il sistema elettrico statunitense infatti è particolarmente complesso: esso nasce per via decentrata ed è stato regolamentato per fasi successive, creando un coacervo regolatorio di difficile comprensione qualora si utilizzino i criteri utilizzati per analizzare i sistemi elettrici europei. Inoltre, data la vastità del territorio e delle risorse impiegate per la produzione di energia elettrica, presenta notevoli differenze tra le varie aree, tanto che sarebbe preferibile parlare di più mercati elettrici regionali, piuttosto che di un mercato unitario. Infine, vi sono notevoli discontinuità anche dal punto di vista del processo di liberalizzazione, non solo di natura geografica ma anche relative alla tipologia dei player che vi operano. Per quanto alcune di queste esperienze siano state traslate in Europa, buona parte delle terminologie e delle pratiche operative sul mercato sono molto differenti da quelle dei nostri mercati, e pertanto meritano quantomeno una trattazione preliminare. Necessariamente l analisi tenderà quindi a diventare di natura regionale, quasi si tratti di sistemi elettrici distinti. L obiettivo principale è quello di individuare le prospettive di investimento nei diversi sistemi elettrici. E da premettere che un analisi di mercato approfondita non è possibile a questo livello di analisi. Questo non solo perché implicherebbe la creazione di un modello di mercato per ogni singola area, ma anche perché alcune di queste, non essendo deregolate, presentano un grado di trasparenza delle informazioni molto inferiore rispetto alle aree in cui il processo di deregolamentazione è già stato avviato e vi sono mercati elettrici centralizzati. Nel primo caso pertanto l analisi sarà necessariamente in gran parte di natura qualitativa; nel secondo, sarà possibile invece procedere ad un analisi anche quantitativa, soprattutto relativamente alle relazioni di prezzo. I risultati che emergono da questa analisi possono essere così sintetizzati: 1. il sistema elettrico statunitense è attualmente un mix di due modelli, diffusi un po a macchia di leopardo sul territorio. Un modello è fortemente competitivo, per quanto riguarda la generazione e la vendita di energia all ingrosso e il trading di energia, che questo avvenga tramite mercati centralizzati o contrattazione bilaterali; l altro è tendenzialmente monopolistico, per quanto riguarda la vendita ai clienti finali, in quanto anche in quegli Stati in cui la domanda è stata liberalizzata ed è formalmente competitiva, il downstream tende ad essere tuttora dominato dalle utilities tradizionali. Il mercato all ingrosso dell energia riguarda oggi più del 50% delle transazioni complessive di energia sul mercato elettrico (l altra metà riguarda la vendita agli utenti finali). La crescita delle transazioni sul mercato all ingrosso è stata vertiginosa a partire dal , con tassi di crescita anche del 30-40% annuo, imputabile all affacciarsi sul mercato di una nuova classe di operatori, i puri traders. Le transazioni tra questi operatori riguardano oggi il 26% del mercato complessivo, per un valore di circa 70 miliardi di dollari, la metà dei volumi del mercato all ingrosso. Le prospettive, nonostante la crisi di Enron, sono di ulteriore crescita, seppure a tassi minori; 2. questo tipo di struttura del mercato spinge gli operatori elettrici a focalizzare le loro strategie sul mercato all ingrosso dell energia. Le azioni strategiche sono diverse: vanno dalla deintegrazione delle attività lungo la filiera elettrica, alla creazione di società specializzate nella generazione (IPPs) o esclusivamente nel trading (PowerMarketers o Energy Merchants), piuttosto che al disinvestimento di impianti da parte Studi e Analisi Finanziaria 3

4 dei distributori locali, allo sviluppo di portafogli di impianti dislocati nei vari Stati al fine di sfruttare le differenti condizioni strutturali dei mercati elettrici regionali, all integrazione nei mercati energetici al fine di sfruttare le sinergie tra mercati degli input (carbone, olio, gas) e output (elettricità). A nostro avviso non vi sono modelli migliori di altri, ognuno comporta opportunità e livelli di rischio differenti. Più che identificare un ipotetico perfetto modello di business, al fine di valutare la validità e l affidabilità del singolo operatore è più importante comprendere la coerenza del management e la sua capacità di gestione dei rischi tipici del modello scelto. 3. Per la valutazione dei singoli investimenti nella generazione, emergono una linea guida basilare: è fondamentale cioè comprendere se l investimento, soprattutto se si tratta di un singolo impianto, è coerente con la struttura del mercato elettrico della regione, rispetto ai seguenti aspetti: Il posizionamento rispetto alla curva di carico; ad esempio, un nuovo impianto CCGT, che è costruito per operare in base, potrebbe non essere remunerativo se installato in un mercato dove esiste già un ampia offerta di base ed operante a bassi costi; questo sistema elettrico potrebbe avere maggiormente bisogno di un impianto di punta, a causa della sua minore flessibilità e quindi la più modesta capacità di adeguarsi alla volatilità della domanda; Le relazioni tra prezzo dell output (elettricità) e degli input, ossia i driver di prezzo (spark spread, che indica la relazione tra gas ed elettricità, dato che la tecnologia primaria dei nuovi impianti utilizza fondamentalmente questa fonte). Ciò permette di capire se la tecnologia impiegata è armonizzata con la struttura del parco: ad esempio, un impianto di base CCGT costruito in un area in cui il prezzo dell elettricità dipende fortemente da quello del gas, è strutturalmente coperto relativamente alla volatilità dei prezzi: meno in un mercato in cui il driver dei prezzi è, ad esempio, il carbone (dove però potrebbe essere vantaggioso costruire un impianto di punta). Lo studio è organizzato come segue. Il primo capitolo traccia un breve storia dell industria elettrica statunitense, focalizzandosi ovviamente sui principali provvedimenti che hanno condotto all attuale regime di (parziale) deregolamentazione. Il secondo capitolo analizza il sistema di trasmissione, descrivendo la suddivisione per aree geografiche e analizzando i sistemi subregionali che hanno un grado di integrazione superiore. Non casualmente, si tratta anche dei sistemi elettrici che hanno provveduto ad avviare esperienze di mercati organizzati. La descrizione di queste Borse elettriche, notevolmente differenti da quelle europee, occupa la seconda parte di questo capitolo. Il terzo capitolo affronta l analisi delle prospettive dei singoli mercati regionali statunitensi. L analisi è volta ad individuare in particolar modo quali sono le prospettive di posizionamento nel mercato per i nuovi impianti. Essa pertanto verrà condotta ponendo particolare enfasi sulle prospettive di crescita della domanda, sulle modifiche del parco produttivo a seguito dei nuovi ingressi pianificati e infine, laddove possibile, sull analisi degli spark spreads. E in alcuni casi possibile analizzare i fattori determinanti i prezzi dell energia all ingrosso, e identificare quali prevalgano, se relazioni strutturali tra prezzi degli input o degli output o fattori di volatilità contingenti quali bottlenecks o elementi di stagionalità. Il capitolo quarto è dedicato alla descrizione degli operatori presenti sul mercato statunitense, all identificazione dei modelli di business prevalenti e alle prospettive ed ai rischi caratteristici di ciascun modello. Nel capitolo sesto vengono infine analizzati alcuni dei principali attori presenti sul mercato americano. Infine, due appendici descrivono le due crisi che stanno ponendo pesanti interrogativi sul processo di liberalizzazione statunitense, la crisi elettrica californiana e il fallimento di Enron. Studi e Analisi Finanziaria 4

5 Capitolo 1 Breve storia dell industria elettrica degli Stati Uniti Il sistema elettrico americano si sviluppa in maniera totalmente differente da quelli europei. L elettrificazione del paese, la fase più tumultuosa della quale si svolge nei primi trant anni del secolo scorso, è compiuta per via decentrata, ossia per iniziative private di soggetti che si occupano di tutte le fasi della filiera, dalla produzione alla trasmissione fino alla distribuzione e vendita. Le utilities che nascono vengono sì supportate da finanziamenti statali e hanno monopolio di servizio sull area che hanno provveduto ad elettrificare, ma quello che è importante sottolineare è proprio il fatto che non vi è una politica centralizzata volta a predefinire le aree di servizio come invece accade in gran parte in Europa dove la fornituta del servizio si è organizzata sulla base di monopoli regionali o nazionali. Con lo sviluppo e la successiva integrazione del sistema elettrico, le reti di trasmissione e di distribuzione via via vengono interconnesse tra loro: le aree di servizio che ne conseguono devono essere coordinate, e ancora una volta ciò avviene tramite iniziative decentrate degli opertaori. L'approvvigionamento elettrico di un'a ea è gestito dalle utilities stesse attraverso una serie di scambi bilaterali di energia all'i grosso e il pagamento di tariffe di trasporto sulla rete di trasmissione di proprietà di un'altra utility. Anche la programmazione, il controllo e il dispacciamento del sistema vengono definiti tramite accordi negoziati tra le parti interessate. Le aree di servizio tendono quindi a svilupparsi attraverso logiche assai lontane dalla programmazione centralizzata: il loro modello di sviluppo le porta spesso a travalicare ed intrecciarsi con i confini degli Stati Uniti. Il sistema elettrico statunitense quindi è, ab origine, un sistema basato sul decentramento e sulla contattazione bilaterale e questa impronta fortissima permane tuttora tant è che la maggior parte dell industria elettrica statunitense funziona ancora in questo modo. Il Governo Federale praticamente non ha voce in capitolo; gli Statri hanno invece potere di regolamentazione che si estrinseca fondamentalmente nella definizione tariffaria. Il processo di sviluppo industriale quindi comincia a seguire molto in fretta una logica di consolidamento: nel corso degli anni 20 e 30 vengono costituite una serie di holding che, attraverso complessi sistemi di partecipazioni incrociate, finiscono con ridurre il numero degli operatori del settore e, cosa ben più grave, eludono la regolamentazione statale, essendo soggetti che possiedono società operative in tutto il Paese. All inizio degli anni 30 tre holding generano più della metà dell elettricità prodotta nel Paese, un altro centinaio producono il resto dell energia. Con la crisi economica degli anni 30 e il fallimento di due grosse società elettriche, che mettono a rischio l approvvigionamento elettrico di alcune importanti aree del paese, i problemi creati dall elusione di fatto del controllo statale emergono in tutta la loro chiarezza. Le holding applicano politiche di dumping tariffario, manipolano i sussidi statali, usano pratiche contabili poco chiare e gestiscono il servizio in maniera non completamente affidabile. La riforma del servizio elettrico è affidata ad un Atto Federale del 1935, il Public Utility Holding Company Act (PUHCA). Studi e Analisi Finanziaria 5

6 Tab. 1 - I PRINCIPALI PROVVEDIMENTI RELATIVI AL SETTORE ELETTRICO STATUNITENSE Atto e anno Ente emittente Contenuto del provvedimento PUHCA 1935 Governo Federale Le holding vengono poste sotto il controllo della SEC Il servizio viene delimitato in aree geograficamente definite Costituzione del North American Electricity Reliability Council (NERC) 1965 Federal Power Commission (FPC) Riorganizzazione del sistema di trasmissione statunitense in 10 macro aree National Energy Act 1978 Governo Federale Incentivazione della produzione elettrica da parte di soggetti esterni alle utilities PURPA 1978 FERC Incentivazione dei progetti da fonti rinnovabili e cogenerazione Nascono gli IPPs Energy Policy Act (EPACT) 1992 Order (1996) Fonte: IntesaBCI Governo Federale Federal Electricy Regulatory Commission (FERC) Esenzione dei soggetti diversi dalle utilities dal PUHCA Apre l accesso alle reti a tariffe regolate e definite dalla FERC Definiscono i criteri e le tariffe per l accesso alla rete di trasmissione (Third Part Access) Incentivano alla costituzione di sistemi elettrici coordinati subregionali (ISO e RTO) Incentivano la nascita di mercati elettrici all ingrosso Definiscono le linee guida per il recupero degli stranded costs Liberalizzano la vendita ai clienti finali Il PUHCA, tuttora vigente, si inscrive nella generale legislazione antitrust applicata nel corso degli anni 30 negli Stati Uniti. I provvedimenti principali sono due: l obbligo per tutte le holding di conferire i propri assets in società separate, in modo che ogni asset così creato serva un area geografica predefinita, che in questo modo può essere ricondotta sotto il controllo statale. Il secondo provvedimento pone le holding sovrastatali sotto il controllo diretto della SEC. L insieme di queste normative è dirompente, perché di fatto riduce fortemente il ruolo delle holding (attualmente ne esistono 15, le principali delle quali sono Entergy Corporation, American Electric Power AEP, Cinergy e Mirant ex Southern Electricity), mentre le utilities create attraverso il disinvestimento degli assets tendono sempre più a diventare autonome. Queste si trasformano in società di distribuzione locale (rispetto a quelle europee tuttavia maggiormente dotate di assets di generazione), poste sotto il controllo delle Public Utilities Commission (PUC) statali. La ristrutturazione societaria e proprietaria che consegue dal PUHCA resta sostanzialmente invariata e costituisce la base dell industria elettrica statunitense ancora oggi, nonostante i forti cambiamenti determinati dal processo di liberalizzazione. Infine il PUHCA definisce le competenze dell altro organo di controllo federale del settore, la Federal Power Commission (FPC), poi divenuta Federal Electricity Regulatory Commission (FERC). Il provvedimento tiene conto del fatto che i sistemi elettrici hanno confini spesso non coincidenti con quelli statali e quindi, per evitare che la vendita di energia interstatale sfugga ai controlli delle PUC, assegna alla FPC il compito principale di definire la regolamentazione della vendita di energia all ingrosso che supera i confini nazionali definita nel linguaggio regolatorio statunitense trading. Dopo il PUHCA il settore elettrico vive una fase di lunga tranquillità: tuttavia, il forte aumento della domanda intercorso a seguito dello sviluppo Studi e Analisi Finanziaria 6

7 industriale post bellico evidenzia i limiti della gestione non coordinata del sistema di trasmissione, determinando una serie di sempre più frequenti black out finchè nel 1965 il NordEst del paese ne sperimenta uno di particolare intensità, che determina alcune perdite di vite umane e gravi ricadute di natura economica nell area. L esigenza di un maggiore coordinamento determina la nascita di un ente preposto al coordinamento delle reti di trasmissione di alta tensione. Nasce il North America Electricity Reliability Council (NERC), il cui compito principale è la definizione delle linee guida e operative relative al problema dell affidabilità del servizio, mentre la programmazione e il dispacciamento degli impianti sulle linee viene lasciato agli accordi negoziati tra le imprese. La rete di trasmissione in alta e altissima tensione è suddivisa in dieci macro aree, seguendo fondamentalmente le linee di interconnessione esistenti. Le aree comprendono anche buona parte del sistema elettrico canadese e porzioni di quello messicano (vedi figura 4). La definizione delle aree NERC è fondamentale in quanto formalizza la segmentazione del mercato elettrico statunitense nei dieci mercati regionali tuttora esistenti. Inoltre, cristallizza in un certo qual modo la struttura di controlli tuttora vigente. A seguito dell istituzione di NERC, infatti, la regolamentazione del settore elettrico statunitense è assegnata a tre diversi tipi di enti: 1. La FPC, poi divenuta FERC (Federal Electricity Regulatory Commission), che si occupa di fornire le linee di indirizzo al settore e regolamenta lo scambio e la vendita di energia che supera i confini statali, definendone tariffe e criteri. La FERC si occupa quindi di indirizzare la politica regolatoria generale per tutto il Paese. 2. Il NERC, che si occupa della gestiore e del dispacciamento delle reti di trasmissione sovrastatali. 3. Le PUCs (Public Utilities Commissions) che regolamentano le concessioni per la costruzione degli impianti, la distribuzione, e le tariffe finali all interno di ogni singolo Stato. Il successivo scossone al sistema elettrico statunitense è ancora una volta determinato da fattori di crisi dell industria, in questo caso lo shock petrolifero degli anni 70. La revisione della politica energetica nazionale statunitense ha avuto come effetti nei confronti del settore elettrico due provvedimenti emessi nel 1978: il National Energy Act e il Public Utility Regulatory Policy Act (PURPA), che aprono la strada ad operatori differenti dalle Public Utilities i cosiddetti Independent Power Producers (IPPs) - ed è di conseguenza il primo passo verso la deregolamentazione del settore. Il PURPA, che è il provvedimento operativo, richiede alle utilities di allacciare alla rete e di ritirare la capacità e l energia prodotta da una classe di operatori definiti come Qualifying Facilities (QFs), a tariffe predefinite e incentivanti i cui costi vengono poi recuperati in tariffa. I criteri per la determinazione dei QFs sono definiti nel PURPA stesso, ma fondamentalmente si tratta di impianti di cogenerazione e di produzione da fonti rinnovabili. Il PURPA che è tuttora in vigore fornisce inoltre una serie di provvedimenti volti a facilitare l ingresso nel mercato elettrico di nuovi operatori. Infatti garantisce l esenzione per i QFs dal controllo da parte della SEC e da parte delle PUCs; li esenta dal pagamento di alcune tipologie di tasse Statali e semplifica il processo di definizione dei contratti e della vendita di energia trattandosi di fatto di un PPA tra produttore e utility sulla base di tariffe (calcolate dalla FERC) e condizioni definite per via legislativa e uguali per tutti gli operatori facilitando grandemente l accesso dei nuovi operatori al mercato del credito. Il PURPA pone quindi la prima pietra per la deregolamentazione del mercato garantendo a determinati soggetti l esenzione dalle strette maglie dei controlli vigenti e fornendo incentivi per la produzione di energia da parte di soggetti diversi dalle utilities. Il successo dell iniziativa e la riduzione Studi e Analisi Finanziaria 7

8 delle preoccupazioni relative all affidabilità del servizio elettrico, nonché il cambiamento di politica energetica volto a immettere anche nel settore elettrico i vantaggi della competizione hanno portato negli anni 90 ad una serie di provvedimenti che permettono la potenziale deregolamentazione di tutto il settore elettrico statunitense. Il primo di questi provvedimenti è l Energy Politic Act (EPACT) emanato dal Governo Statunitense nel Questi istituisce una nuova classe di soggetti, chiamati Exempt Wholesale Generators (EWGs), esenti sia dai vincoli posti dal PUHCA che dal PURPA. Essi hanno il diritto di ottenere l utilizzo delle reti di trasmissione a tariffe trasparenti e non discriminatorie definite dalle utilities e scrutinate dalla FERC; le utilities tuttavia non hanno l obbligo di ritirare la loro energia. Gli EWGs sono sostanzialmente i primi impianti merchant essi vendono l energia solo all ingrosso, cioè alle utilities, sopportando quindi il rischio di mercato. Non possono però vendere energia direttamente ai consumatori finali e, cosa ancora più importante, la qualifica è sottoposta caso per caso all approvazione della FERC. Questi due vincoli hanno limitato lo sviluppo degli EWG, tuttavia ormai la strada era stata tracciata; gli Order 888 e 889 emanati dalla FERC ne rappresentano la continuazione e sono di fatto i provvedimenti che permettono la piena apertura del mercato elettrico statunitense. Gli Order 888 e 889 comprendono una serie di regole che, in potenza almeno, cambiano totalmente il mercato elettrico statunitense. Essi infatti: 1. definiscono a livello federale e non più caso per caso come a seguito dell EPACT il principio del Third Part Access alla rete di trasmissione e di distribuzione. Le utilities non possono più bloccare l accesso ai soggetti che ne facciano richiesta, ma, compatibilmente con la sicurezza del sistema, devono concedere il passaggio sulla base di tariffe regolate e definite dalle PUCs. 2. La vendita dell energia ai clienti finali è liberalizzata. Ciò implica che le utilities perdono il diritto di esclusività del servizio nella loro zona. Modi e tempi della liberalizzazione della domanda sono comunque definiti dalle PUCs. I soggetti diversi dalle utilities che vogliono vendere energia ai clienti finali non necessariamente devono essere dotati di impianti di generazione (sono detti infatti Powermarketers). Sono però soggetti ad autorizzazione da parte della FERC e le tariffe da loro proposte devono rispettare criteri di trasparenza e non discriminazione. 3. Obbligano alla separazione almeno organizzativa e contabile tra le fasi della filiera. In particolare, gli Order incentivano la costituzione di Independent System Operators (ISO), soggetti autonomi non proprietari delle reti di trasmissione subregionali ma che gestiscono, programmano e dispacciano l area in maniera autonoma e sulla base di tariffe trasparenti regolate o definite attraverso meccanismi di mercato. Gli ISO nelle intenzioni della FERC dovrebbero superare il meccanismo di gestione decentrata e attraverso contratti bilaterali della rete, che è chiaramente non trasparente e non favorisce la competizione. 4. Fornisce incentivi per la creazione di mercati centralizzati per la vendita di energia elettrica all ingrosso i cosiddetti Power Exchanges in modo da favorire la competizione tra generatori. 5. Definisce le linee guida per il meccanismo di compensazione dei costi non ancora recuperati dalle utilities in caso di liberalizzazione del mercato ossia gli stranded costs. Gli Order di fatto liberalizzano potenzialmente tutto il mercato elettrico statunitense e hanno la stessa portata delle Direttive della Commissione Europea con però una profonda differenza. Non solo vige infatti il principio generale della sussidiarietà, per cui l applicazione concreta delle linee guide definite dagli Order è demandata alle singole PUC, ma l applicazione non è Studi e Analisi Finanziaria 8

9 obbligatoria. In altri termini, i singoli Stati sono liberi di deregolamentare il loro settore: qualora lo facciano, devono attenersi a quanto definito negli Order 888 e 889. Ciò comporta che il processo di deregolamentazione è negli Stati Uniti tutt altro che omogeneo. Si può anzi affermare con tranquillità che gli Stati che hanno già deregolato il settore siano una minoranza, anche se il processo è stato avviato e discusso in molti di essi. Come sottolinea l Ente governativo americano sull energia (EIA Energy Intelligence Agency), la deregolamentazione è stata del resto avviata principalmente in quegli Stati dove il prezzo dell energia è più elevato, eccezion fatta per il Texas. La crisi californiana dove la liberalizzazione è stata di fatto congelata a causa dei picchi di prezzo e del fallimento delle tre utilities locali non ha certo favorito il completamento del processo, tant è che alcuni Stati hanno sospeso la deregolamentazione che avrebbe dovuto partire nel corso del 2001 o del Fig. 1 - STATO DEL PROCESSO DI DEREGOLAMENTAZIONE DEL SETTORE ELETTRICO NEGLI STATI UNITI NH VT ME AK WA OR NV CA ID UT AZ MT WY CO NM ND SD NE KS OK MN IA NY PA WI MI IL IN OH WV VA MO AR KY TN NC SC GA MS AL NJ DE MD DC MA HI TX LA FL Nessuna attività Ristrutturazione rinviata Ristrutturazione attiva Ristrutturazione congelata Fonte: EIA, novembre 2001 Studi e Analisi Finanziaria 9

10 Fig. 2 - I PREZZI MEDI DI VENDITA DI ELETTRICITÀ AI CONSUMATORI FINALI NEI SINGOLI STATI NH 11.6 AK 10.0 CA 8.5 OR 4.8 HI 14.0 WA 4.5 NV 6.1 ID 4.2 UT 4.8 AZ 7.2 MT 5.0 WY 4.4 CO 6.0 NM 6.6 ND 5.5 SD 6.3 NE 5.3 TX 6.5 KS 6.3 OK 6.0 MN 5.8 IA 5.9 MO 6.0 AR 5.8 LA 6.6 WI 5.7 IL 6.6 MS 5.9 MI 7.1 IN 5.1 KY 4.1 TN 5.6 AL 5.6 OH 6.5 WV 5.1 GA 6.2 VT 10.2 PA 6.6 VA 6.0 NC 6.5 SC 5.5 FL 6.9 NY 11.2 ME.9.9 MA 9.5 RI 10.2 CT 9.5 NJ 9.1 DE 6.8 MD 6.7 DC cents/kwh cents/kwh cents/kwh > 7 cents kwh Fonte: EIA, novembre 2001 Studi e Analisi Finanziaria 10

11 Capitolo 2 - La struttura del mercato Domanda e offerta a livello federale Uno sguardo di insieme sulla struttura della domanda e dell offerta di energia elettrica statunitense, senza per ora addentrarci nell analisi dei singoli sistemi, mostra che la struttura del parco di generazione statunitense è fortemente basata sulla produzione termica. Dei circa 845 TW di capacità totale installata di targa (793 TW se si considera la disponibilità reale estiva), oltre 345 TW impiegano come combustibile il carbone, il 41% della capacità complessiva, che quindi copre buona parte della domanda di base del sistema. Un altra parte consistente della domanda viene coperta dalla produzione nucleare (103 TW di capacità installata, pari al 12% del totale). Date le caratteristiche di produzione di queste tecnologie, possiamo ritenere che il parco elettrico statunitense è in buona parte caratterizzato da tecnologie poco flessibili, che però garantiscono un costo medio di produzione basso. L altra fetta consistente della domanda viene coperta da impianti termici a gas (178 TW il 21% del totale), o a petrolio (58 TW, il 7% del totale) anche utilizzando tecnologie miste dual fuel (5% del totale). Ciò implica che gli impianti termici a gas naturale, ancora pochi dei quali impiegano le tecnologie CCGT ad alto rendimento, finiscono per essere spesso impiegati come impianti che vanno a coprire non solo la domanda mid-merit, ma anche la domanda di punta. Ciò implica che vi sia in molte aree del paese, principalmente nei mercati liberalizzati dove quindi gli operatori competono e il prezzo è fissato in maniera concorrenziale, una stretta correlazione tra l andamento dei prezzi sul mercato del gas 1 e i prezzi all ingrosso dell energia elettrica. Minore è infine l apporto della produzione idroelettrica (10% del totale) e da fonti rinnovabili (poco più dell 1%) Fig. 3 CAPACITA INSTALLATA PER FONTE, 2001 (%) 12% 1% 5% 2% 41% 9% 2% 21% 7% Coal Gas Water (Conventional Hydroelectric) Waste Heat Other Renewable3/ Petroleum Water (Pumped Storage Hydroelectric) Nuclear MultiFuel Fonte: NERC 1 Il mercato del gas statunitense è liberalizzato dalla metà degli anni 80. A livello nazionale, viene scambiato e quotato come qualsiasi altra commodity. Il prezzo del gas all ingrosso, prima dei costi di trasporto, è definito dal Nymex, che rileva i prezzi al punto di consegna denominato Henry Hub, in Lousiana. Studi e Analisi Finanziaria 11

12 Per quanto riguarda la domanda, nel 2001 il consumo complessivo è stato di 3,547 TWh. I principali consumatori sono il Texas, la California, la Florida e l Illinois. Come verrà esplicitato nell analisi della rete di trasmissione tuttavia, vedremo che non ha particolare senso ragionare sui sistemi elettrici dei singoli stati, quanto in base alle aggregazione regionali del NERC. Fig. 4 DOMANDA PER STATO E TOTALE, 2000 (TWh) Alaska Arkansas Colorado Delaware Florida Hawaii Illinois Iowa - Alabama Arizona California Connecticut District of Columbia Georgia Idaho Indiana Kansas Louisiana Maryland Michigan Mississippi Montana Nevada New Jersey New York North Dakota Oklahoma Pennsylvania South Carolina Tennessee Utah Virginia West Virginia Wyoming Texas Consumo complessivo 3,547 TWh Kentucky Maine Massachussets Minnesota Missouri Nebraska New Hampshire New Mexico North Carolina Ohio Oregon Rhode Island South Dakota Vermont Washington Wisconsin Fonte: EIA Per quanto riguarda le prospettive del settore, vi sono diversi elementi che stanno spingendo verso un massiccio rinnovo del parco produttivo: 1. la crescita costante dei consumi, prevista ad un tasso medio annuo del 2% a livello nazionale. 2. Una specie di paralisi degli investimenti nella capacità produttiva intercorso durante gli anni 80 e la metà degli anni 90, che ha spinto ad una riduzione dei margini di riserva del sistema (scesi dal 20% medio al 16%). Il sistema si è trovato infatti in ampio eccesso di capacità, in quegli anni, inoltre vi erano scarsi incentivi per effettuare investimenti che rendessero maggiormente efficiente il parco produttivo, che pertanto è rimasto fermo per un certo lasso di tempo. 3. L effetto della liberalizzazione, che invece facilita l ingresso di nuovi competitors che vogliono sfruttare le tecnologie più efficienti per entrare in base spiazzando gi impianti termoelettrici tradizionali - o sfruttare i picchi di prezzo. Secondo le stime EIA, gli investimenti pianificati in nuovi impianti dagli operatori del mercato prevederebbero l ingresso in produzione di 190 TW, l 86% dei quali a gas naturale (CCGT o steam turbines). Si tratta di una cifra considerevole che, anche considerando un certo tasso di ritiro di vecchi impianti, è sicuramente molto elevata, probabilmente eccedente le necessità del sistema elettrico. Alla luce di questi dati, la proposta di riprendere la produzione nucleare, annunciata dal nuovo piano energetico Studi e Analisi Finanziaria 12

13 nazionale del Presidente Bush dell estate 2001, sembra essere non coerente con le necessità del sistema, o quantomeno rispetto agli indirizzi già presi dagli operatori, a meno che non si pensi ad una sostituzione della nuova capacità a gas con impianti termonucleari 2. Fig. 5 NUOVI IMPIANTI PIANIFICATI, PER REGIONI NERC E TOTALE, (MW) 60,000 59,654 50,000 40,000 30,000 20,000 24,030 21,775 19,992 13,760 17,316 10,000 8,293 8,223 8,784 2,850 - ECAR ERCOT FRCC MAAC MAIN MAPP NPCC SERC SPP WSCC Fonte: EIA L organizzazione della Rete di trasmissione NERC e ISO La rete di trasmissione statunitense non è completamente interconnessa. Innanzitutto, essa è divisa in tre Reti, la Western Interconnection, la Eastern Interconnection, e la Texas Interconnection, che coincide sostanzialmente con il territorio dello Stato omonimo. Queste tre macro aree non sono interconnesse, in altre parole non vi sono flussi fisici di elettricità tra loro. Esse però comprendono porzioni della rete elettrica canadese e parte di quella messicana, mentre, anche se non sono collegate tra loro, sono comunicanti la Eastern Interconnection e la rete del Quebec. 2 Ciò implicherebbe la messa in atto di un programma di sussidi statali, non essendo in grado gli operatori privati di ripagare con i soli ricavi derivanti dai prezzi di mercato di investimenti ivi considerando le esternalità causate dal trattamento delle scorie radiottive. Studi e Analisi Finanziaria 13

14 Fig. 6 - LE TRE RETI DI INTERCONNESSIONE STATUNITENSI Fonte: EIA La Eastern Interconnection è poi ulteriormente suddivisa in otto macro aree sovranazionali, che insieme alle altre due reti costituiscono le aree controllate da NERC. I flussi fisici tra le otto aree sono limitati, in maniera simile a quanto accade in Europa relativamente alle connessioni tra le reti di trasmissione dei diversi Stati. Fig. 7 - LE REGIONI NERC Fonte: NERC Studi e Analisi Finanziaria 14

15 Come si può notare dalla figura 4, le regioni NERC non coincidono con i confini statali, rendendo necessario il complesso sistema di controlli e di regolamentazione descritto nel primo capitolo. Le regioni della NERC tuttavia non possono essere propriamente considerate come i dieci mercati regionali in cui suddividere gli Stati Uniti. Bisogna infatti tenere presenti due aspetti: 1. all interno delle regioni NERC vi sono degli importanti colli di bottiglia ad esempio tra la subarea californiana e le subaree confinanti che segmentano ulteriormente il mercato. Secondo alcuni esperti della rete di trasmissione americana, si potrebbero configurare 26 aree più o meno relativamente indipendenti l una dall altra; 2. all interno di alcune aree le utilities proprietarie della rete di trasmissione in alta tensione si sono associate in ISO, seguendo le indicazioni degli Order 888 e 889 della FERC. Si tratta del NeISO, che copre approssimativamente la regione del New England, del NY ISO, che comprende lo Stato di New York, il PJM (Pennsylvania, New Jersey, Maryland), il CAISO (California), l ERCOT texano, e il Midwest ISO che non ha ancora però ricevuto l approvazione ad operare da parte della FERC. Questi gestori di rete indipendenti finiscono con il configurare dei mercati indipendenti, in quanto programmazione e dispacciamento degli impianti all interno delle loro aree di controllo sono indipendenti dal resto del territorio dell area NERC in cui sono situati. Studi e Analisi Finanziaria 15

16 Tab. 2 - LE AREE DI CONTROLLO NERC Nome delle aree NPCC (Northeast Power Coordingating Council) MAAC (Mid-Atlantic Area Council) SERC (Southeast Reliability Council) FRCC (Florida Reliability Coordinating Council) SPP (Southwest Power Pool) ECAR (East Central Area Reliability) MAIN (Mid-America Interconnected Network) MAPP (Midcontinent Area Power Pool) WSCC (Western Systems Coordinating Council) Stati e ISO Connecticut, Maine, Massachusetts, New Hampshire, New York, Rhode Island e Vermont, e parti del Canada Orientale. La parte Statunitense ha due Power Pools NEPP (New England Power Pool - NEPOOL) e NYPP (New York Power Pool o NYPP). NEPP e NYPP sono gestiti rispettivamente dal New England ISO e dal NY ISO. Delaware, Washington, D.C., New Jersey, e parti del Maryland, Pennsylvania, e della Virginia. Il PJM ISO gestisce la rete di trasmissione all interno del MAAC. PJM ISO copre a sua volta tutta la Pennsylvania, il New Jersey, e il Maryland, e parti del Delaware, della Virginia, e di Washington DC. Alabama, Georgia, North Carolina, South Carolina, Tennessee, a parti del Kentucky, Mississippi, e Virginia e una parte minima della Florida. Florida Arkansas, Louisiana, Kansas, e Oklahoma, e parti del Mississippi, Missouri, New Mexico, e del Texas. Indiana, Ohio, West Virginia, e parti del Kentucky, Maryland, Michigan, Pennsylvania, e Virginia. Illinois, e parti dello Iowa, Michigan, Missouri, e Wisconsin. Minnesota, North Dakota e parti dello Iowa, Montana, Nebraska, South Dakota, Wisconsin, Wyoming, e del Canada Centrale Arizona, California, Colorado, Idaho, Nevada, Oregon, Utah, Washington, e parti del Montana, Nebraska, New Mexico, South Dakota, e Wyoming. WSCC copre anche parte del Canada Occidentale. La rete di trasmissione californiana è gestita dal CAISO. ERCOT (Electricity Reliability Council of Texas) Texas. La rete di trasmissione è gestita dal Texas Independent System Operator, che ha iniziato a operare dal 1997, non sotto la giurisdizione della FERC ma della Texas PUC. Note: laddove non vi sia presenza di ISO si intende che la gestione della rete, la programmazione e il dispacciamento delle risorse sono gestiti per via negoziata tra le utiilities che la possiedono Fonte: IntesaBCI La struttura della rete di trasmissione statunitense consente quindi di analizzare i mercati suddividendoli nelle regioni NERC, avendo però cura di trattare come mercati separati gli ISO. Va aggiunto che nel dicembre 2000 la FERC ha approvato un ordine (Order 2000), volto ad incentivare la creazione di aree di servizio molto più grandi degli attuali ISO. Tali aree, definite come Regional Transmission Operators (RTOs), dovrebbero permettere una gestione di aree integrate di maggiori dimensioni e di maggiore efficienza rispetto agli ISO, avendone tuttavia le competenze. Gli ISO infatti non hanno avuto un grande successo, sono stati oggetto di critiche a causa di problemi di affidabilità nella gestione delle reti elettriche e della loro permeabilità agli attacchi speculativi. Alcuni di questi problemi sono stati identificati nello sfruttamento delle differenze strutturali e regolatorie tra mercati confinanti. Gli RTOs dovrebbero essere sufficientemente grandi da garantire l integrazione tra Reti e un recupero delle economie di scala che invece il regime di accordi negoziati e degli ISO, laddove esistono, evidentemente non sono riusciti ancora ad ottenere. Studi e Analisi Finanziaria 16

17 2.3 - I mercati organizzati: NEPool, NYPP, PJM Gli ISO sono estremamente interessanti perché la loro operatività ha coinciso con l avvio dei primi mercati centralizzati per lo scambio di energia e con una modalità di definizione delle tariffe di trasporto decisamente innovativa 3, molto lontana da quella europea eccezion fatta per il NordPool. Benchè differenti sotto diversi aspetti, gli ISO hanno degli aspetti a tutti comuni: 1. Sono associazioni volontarie di utilities proprietarie di reti di trasmissione. Nel caso del Ne ISO, vi è un predecessore dato dal New England Power Pool, un associazione che dal 1927 gestisce l area di servizio del New England. Sotto alcuni aspetti quindi essi proseguono la tradizione degli accordi negoziati volontari tipica del settore elettrico statunitense. 2. Loro competenza primaria è la gestione della programmazione e del dispacciamento delle risorse, nonché dell equilibrio della domandaofferta in tempo reale, come qualsiasi gestore di rete: tuttavia hanno anche compiti aggiuntivi. 3. Gestiscono in maniera trasparente e non discriminatoria il TPA, attraverso la definizione delle tariffe di accesso alla rete, tariffe che possono anche essere basate su meccanismi di mercato. 4. Tutti gestiscono le procedure di vendita dell energia elettrica all ingrosso. Tranne l ERCOT, hanno costituito mercati centralizzati della generazione (non obbligatori), al fine di fornire agli operatori indicazioni trasparenti sul prezzo dell energia all ingrosso. I mercati in questione sono il New England Pool (NePool), il New York Power Pool (NYPP), il PJM (Pennsylvania, New Jersey Maryland), il California Power Exchange (CalPX), che però ha chiuso le operazioni nel gennaio 2001 per bancarotta. 5. Gestione delle congestioni - anche con strumenti di mercato. 6. Gestione della riserva, dei servizi ancillari e delle congestioni - anche attraverso strumenti di mercato. 3 Basata sugli studi di inizio anni 90 di Bohn, Carahmanis e Schweppe, Stoft di Hogan. Studi e Analisi Finanziaria 17

18 Fig. 8 - GLI ISO Fonte: EIA Analizziamo di seguito i tre mercati centralizzati del Nord Est. L ERCOT infatti non prevede al momento un mercato per l energia all ingrosso sebbene abbia avviato un processo di deregulation del mercato che analizzeremo nella parte dedicata ai singoli mercati NERC, in quanto le due aree coincidono, mentre l ISO californiano è al centro della peggiore crisi del settore negli Stati Uniti dal grande black-out del 1965, le cui cause possono essere in gran parte attribuibili a errori nella definizione delle regole del mercato e di regolamentazione delle Public Utilities. Un analisi approfondita di questo mercato pertanto è rinviata all Appendice Il New York ISO Il funzionamento del NYPP il NY ISO ha iniziato la sua operatività nel gennaio L area di controllo gestita comprende sostanzialmente il territorio dello Stato di New York, compresa l area di New York City, all interno della regione del NPCC, con circa 36,000 MW di potenza installata al La caratteristica principale del NYPP è quella di amministrare praticamente tutti gli aspetti di sua competenza tramite meccanismi di mercato. Il NYPP infatti ha istituito una serie di mercati non obbligatori per: L approvvigionamento dell energia all ingrosso (Day Ahead Market - DAM) sulla base di prezzi zonali (15 bus). L approvvigionamento dei servizi ancillari, tramite aste per la riserva e i servizi di regolazione. Il bilanciamento in tempo reale (BME - Balancing Market Evaluation e RTM - Real Time Market). Le tariffe di trasporto (TUC - Transmission Usage Charge), che sono calcolate sulla base dei prezzi zonali. Un mercato di prodotti derivati a copertura dei rischi di congestione (TCC - Transmission Congestion Contracts). Un mercato della capacità a lungo termine (Installed Capacity Market - ICAP). Studi e Analisi Finanziaria 18

19 Fig. 9 - L AREA DI CONTROLLO DEL NY ISO Fonte: NY ISO Prima dell analisi puntuale di tutti questi aspetti, va sottolineato che il NYPP garantisce ai generatori che partecipano ai mercati sia un prezzo a copertura dei costi fissi di produzione, sia un prezzo a copertura dei costi variabili. Mentre i secondi sono coperti dai classici mercati per l energia forward come è il day Ahead Market, la componente a copertura dei costi fissi è ottenuta attraverso l obbligo imposto a tutti coloro che forniscono il servizio di generazione (Load Serving Entities LSE) di garantire una disponibilità di capacità minima, definita su basi annuali e per singola LSE dal NYPP. La capacità, qualora non sia sufficiente quella a disposizione della singola LSE, può essere reperita sul mercato, tramite gli operatori che ne hanno in eccesso, o attraverso contratti bilaterali, o attraverso le aste gestite nell ICAP. Anche la capacità di breve periodo è ottenuta e prezzata attraverso meccanismi di mercato, ossia tramite le aste per l approvvigionamento della riserva. Il mercato del giorno prima è organizzato in mercati zonali. Il NYPP definisce quindici zone (bus), riferendosi alle quali sia i generatori che gli operatori lato domanda possono presentare offerte sul mercato. La partecipazione al mercato non è obbligatoria, ma i contratti bilaterali vengono immessi nella programmazione e contribuiscono alla definizione del merit order (e non solo del dispacciamento, come ovunque quando vi sono mercati non obbligatori). I prezzi sono calcolati tramite merit order orari zonali e i prezzi che ne scaturiscono (Locational Marginal Based Prices, LMBPs) possono essere differenti. Sia chi immette che chi preleva in rete riceve (o paga) l LMBP orario riferito alla zona in cui ha posto l offerta. Gli LMBP contengono separata indicazione dei costi di congestione e delle perdite di trasporto le quali sono pertanto definite tramite meccanismi competitivi e non amministrati. Anche le tariffe di trasporto sono definite attraverso meccanismi di mercato, essendo pari alla differenza tra i prezzi emersi nei singoli bus. Esse sono chiamate TUC (Transmission Usage Charges) e cambiano quindi su base oraria. Studi e Analisi Finanziaria 19

20 Il meccanismo di programmazione è quindi definito esclusivamente a partire dalle offerte dei partecipanti sul mercato: esso è chiamato Security Constrained Unit Commitment (SCUC), ed opera nel seguente modo. Nel Day Ahead Market, che si svolge ventiquattro ore prima del dispacciamento in tempo reale vero e proprio, vengono inserite le offerte dei partecipanti al mercato, i contratti bilaterali e le offerte di esportare energia verso il NY ISO. I bid veri e propri, per singola unità e su base oraria, sono composti da quattro parti (multi-part bids) 4 : una componente di prezzo a copertura dei costi di start-up dell impianto; una componente facoltativa detta minimum load requirement bis che definisce la quantità minima che l offerente intende produrre e il prezzo a cui è disposto a offrirla; un bid incrementale prezzo/quantità, suddivisibile in dieci blocchi strettamente crescenti; un offerta per la disponibilità a offrire i servizi di riserva (distinti in riserva rotante a 10 minuti, riserva non rotante a 10 minuti, riserva a 30 minuti e servizio di regolazione di tensione), ovviamente a seconda del tipo di servizio che l unità è in grado di offrire. I possessori di contratti bilaterali, che quindi non fanno offerte di prezzo ma segnalano esclusivamente al NY ISO la quantità di energia che intendono immettere o prelevare sulla rete, devono richiedere il servizio di trasporto e sostenerne il costo. Essi possono chiedere due tipi di servizio, firm e non firm. Nel primo caso i possessori di contratti bilaterali si dichiarano disponibili a sostenere i costi di congestione e non vengono interrotti (curtailed) in caso di congestioni della rete. Qualora invece richiedano il servizio non-firm, non sostengono i costi di congestione ma vengono curtailed per primi in caso di congestione sopportando il rischio volume. Infine, gli esportatori verso il NY ISO possono presentare unicamente offerte incrementali prezzo/quantità. Alla chiusura del mercato, domanda e offerta vengono incrociate in modo da determinare il valore di equilibrio per ogni zona e il primo stadio di unit commitment degli impianti. Vengono conseguentemente calcolati i LMBP, e quindi anche le tariffe di trasmissione e il valore delle congestioni e delle perdite. Ogni utilizzatore del servizio riceve o paga l LMBP relativo al nodo di immissione o di prelievo richiesto e paga al NY ISO il TUC così calcolato. Al termine del primo stadio dello SCUC viene definita anche la programmazione dei servizi di riserva e di regolazione secondaria. Il mercato della riserva è in realtà costituito da un asta, in cui il NY ISO definisce (e dichiara ex-ante) il fabbisogno di ogni tipologia di riserva che gli è necessaria. Esso quindi ordina le offerte avanzate dai singoli operatori, utilizzando la componente di disponibilità presentata nel corso del DAM. Ogni operatore riceve un prezzo pari alla più bassa offerta utilizzata 5, così come definito dopo il dispacciamento in tempo reale. E da sottolineare un aspetto estremamente importante relativamente al mercato della riserva del NY ISO, cioè la presenza di un make whole payment. Il mercato della riserva così concepito impedisce prezzi eccessivi per i sistemi ancillari, 4 Va da sé che tutti i dati tecnici degli impianti tempi di start up e di ramping, minimum load requirements, manutenzioni programmate etc sono obbligatoriamente forniti ex ante e su base annua da tutti gi operatori accreditati a fornire energia nel NY ISO al NY ISO stesso. 5 Su tutta l area di controllo del NY ISO, non per le singole zone. In questo caso quindi non viene applicato il criterio dei prezzi zonali. Studi e Analisi Finanziaria 20

21 tuttavia potrebbe disincentivare gli operatori alla partecipazione, in quanto c è il rischio che il prezzo che ricevono sia inferiore ai costi che sostengono. Per evitare che si crei scarsità di una risorsa necessaria all affidabilità del sistema elettrico, il NY ISO prevede un uplift: qualora il prezzo ricevuto dal mercato della riserva sia inferiore ai costi che l unità deve sostenere per il servizio (ovviamente dichiarati ex-ante su base annuale e certificati dal NY ISO), viene effettuato un versamento aggiuntivo. Il costo per il servizio di riserva è sostenuto da tutti gli operatori. Il Balancing Market Evaluation (BME) corrisponde alla seconda fase dello SCUC: permette la regolazione della programmazione forward delle risorse definita sul DAM e agli operatori permette di regolare le proprie posizioni. L aggiustamento tuttavia è esclusivamente un aggiustamento di quantità, non di prezzo. Le offerte presentate sul BME vengono impiegate dal NY ISO per definire i diritti di passaggio (anche per le importazioni) e per quanto riguarda le offerte di counterflow, ma non vengono ricalcolati gli LMBP, né il costo del bilanciamento è basato su tali prezzi si tratta di una componente tariffaria flat definita su base annua dal NY ISO. Il motivo di un mercato di aggiustamento così parziale è dovuto alla volontà di evitare rischi di comportamenti speculativi da parte degli operatori come avvenuto in California. Non essendo prezzata l energia ceduta sul BME, gli operatori non hanno incentivi a ridurre fittiziamente l energia sul DAM per alzare i propri ricavi cedendo l energia sul più caro mercato del tempo reale, anche se la presenza di un prezzo amministrato ne riduce il valore segnaletico. Al termine del BME viene concluso il secondo stadio dello SCUC, e definito il programma definitivo, modificabile poi unicamente dal NY ISO durante il dispacciamento. Restano da commentare i mercati dei TCCs e l ICAP. I Transmission Congestion Constracts sono dei puri contratti finanziari, volti a coprire il rischio di volatilità del prezzo delle congestioni. Poiché queste infatti sono componenti definite nel corso del DAM, il rischio di eventi imprevisti che determini una forte volatilità di tali prezzi è (almeno teoricamente) molto alto. I TCC sono contratti a lungo termine che fissano il prezzo delle congestioni: sono assegnati alle parti sulla base della capacità immessa o prelevate per singolo bus e possono essere liberamente scambiati tra le parti. Il mercato organizzato dal NY ISO ha solo la funzione di rendere maggiormente liquido tale scambio, favorire l incontro domanda/offerta e fornire un segnale di prezzo al mercato. L ICAP market ha in sostanza la stessa funzione, anche se relativamente ad un altro prodotto. Dato l obbligo di approvvigionamento a carico delle LSE, è presumibile che questi negozino per via bilaterale il proprio fabbisogno. Le aste ICAP sono tenute una volta al mese, per la disponibilità di capacità su base annuale o mensile sulle varie posizioni. La disponibilità di prodotti garantisce in teoria maggiore flessibilità agli operatori, rispetto all obbligo di predeterminare su base esclusivamente annuale tutto l impegno di capacità Il PJM Il PJM è stato il primo ISO statunitense a diventare operativo, nel gennaio E anche il maggiore per capacità installata, con oltre 56,000 MW di capacità, e coincide praticamente con l area di controllo del MAAC ne è escluso solo il territorio di Washington D.C. e la porzione della Virginia che rientra nella regione della NERC. Studi e Analisi Finanziaria 21

22 Fig L AREA DI CONTROLLO DEL PJM Fonte: PJM Il PJM ha molti aspetti comuni con il NYPP, con il quale tra l altro confina: gestisce infatti all incirca i medesimi mercati e offre prodotti simili. Infatti, si occupa de: l approvvigionamento dell energia all ingrosso (Day Ahead Market - DAM), non obbligatorio sulla base però di prezzi nodali, aggregati in varie forme; l approvvigionamento dei servizi ancillari, tramite aste per i servizi di regolazione, mentre invece la riserva terziaria (riserva rotante a 10 minuti, quick start reserve sempre a 10 minuti, riserva a 30 minuti) è basata su un sistema di programmazione e di prezzi quasi amministrati ; il bilanciamento in tempo reale (RTM - Real Time Market), con caratteristiche identiche al BME del NYPP; le tariffe di trasporto, che sono calcolate sulla base delle differenze tra i prezzi nodali; un mercato di prodotti derivati a copertura dei rischi di congestione (FTR Fixed Transmission Rights); un mercato della capacità a lungo termine (Installed Capacity Market - ICAP). E opportuno quindi in questa sede occuparsi di quegli aspetti che rendono il PJM differente rispetto al suo vicino. Tuttavia, è da sottolineare che condivide con il NYPP la medesima importante caratteristica di garantire un doppio pagamento, a copertura dei costi di capacità tramite mercato della capacità e make-whole payment della riserva, mentre la copertura dei costi variabili è garantita dal prezzo ottenuto nel DAM. Studi e Analisi Finanziaria 22

23 La prima e più importante differenza tra i due mercati è la definizione dei delivery points nei quali sono definiti e calcolati i prezzi. Il PJM è stato il primo mercato al mondo che impiega il criterio dei prezzi nodali, chiamati Locational Marginal Prices (LMPs), prevedendo tuttavia forme di aggregazione in modo da facilitare il trading di energia all ingrosso. In altri termini, gli operatori sono liberi di presentare offerte per singolo nodo (bus o retail hub: sono 356), per zones (sono otto, e coincidono con le aree di distribuzione delle Publica Utilities), per Hub (sono tre macro aggregazioni di nodi). I prezzi delle zones e degli Hub sono calcolati come medie dei prezzi dei singoli LMP pesate sulla domanda. Esistono inoltre altri cinque Hub, corrispondenti ai punti di interconnessione con le aree circostanti il PJM. E da sottolineare che, mentre come nel NYPP il calcolo delle tariffe di trasporto e delle congestioni è identico a quello definito nel NYPP (differenza tra i prezzi per singolo nodo), il calcolo delle perdite è definito per via amministrativa, sulla base di un indice calcolato a priori (pari al 2% dell energia trasportata sulla rete di alta tensione). La programmazione e il dispacciamento sono estremamente simili a quello del NYPP, cioè basati sullo stesso meccanismo a due fasi (SCUC). La differenza fondamentale è data dal fatto che non tutte le tipologie di contratti bilaterali entrano nella definizione del merit order e del programma. Infatti, mentre i contratti bilaterali per transazioni di energia dall esterno sono inseriti nel programma, e quindi contribuiscono a definire gli LMPs, quelli interni vengono inseriti nel dispacciamento, ma non entrano nello SCUC e quindi non definiscono i prezzi. Come invece nel NYPP, il mercato in tempo reale non serve a definire dei prezzi, ma è utilizzato unicamente per aggiornare lo scheduling e le posizioni fisiche dei singoli operatori: i bid sono impiegati al fine di calcolare il costo complessivo di dispacciamento da ripartire verso tutti i consumatori. Sono invece abbastanza considerevoli le differenze relativamente alle modalità di presentazione delle offerte. La funzione di offerta è definita come una three-step bid, composta da una componente di start-up cost di puro prezzo, una componente di no-load (ossia la quantità minima di capacità che il soggetto è disposto ad offrire sul mercato), e una componente prezzo-quantità, suddivisibile in dieci blocchi. Alle offerte è imposto un cap pari a 1,000 $/MW. 6 Gli operatori hanno poi la possibilità di presentare offerte la cui forma è predefinita, all interno di un ventaglio di prodotti specifici per tipologia di bidder: 1. tutti gli operatori possono compiere offerte virtuali, dette incremental o decremental bid (a seconda che siano poste dai soggetti lato generazione o da quelli lato domanda). Queste offerte, poste per blocchi, sono slegate dalla presenza sottostante di un impianto di produzione e sono di fatto una forma di flessibilità a disposizione dei trader che hanno contrattato la loro capacità attraverso accordi bilaterali; 2. lato domanda, possono essere poste due tipi di offerte: Fixed Price Demand bids e Price Sensitive Demand bids: sostanzialmente, le prime danno indicazioni precise su quantità e domanda, attraverso una funzione decrementale per blocchi, mentre le seconde sono offerte per energia interrompibile. L offerente indica la quantità e il prezzo al quale è disponibile a vedere ridotto il proprio carico; 3. notevole è la varietà di prodotti a disposizione degli esportatori di energia verso il PJM. Essi hanno a disposizione quattro tipi di offerte: 6 Un altro cap è imposto a quei generatori che per effetto di congestioni sulla rete si trovano ad avere potere di mercato in una determinata area. In questo caso, le loro offerte sono delimitate al +10% rispetto ai costi di produzione. Studi e Analisi Finanziaria 23

24 With Price Transaction Bids offerte in tutto e per tutto simile alle offerte che possono porre i generatori interni al PJM, compresa la possibilità di indicare start-up e no-load costs; Up to Congestion Bids; sono offerte con indicazione del prezzo massimo della congestione che il bidder è disposto a sostenere (con un cap di $ 25/MWh); No Price bid, o offerte senza indicazione di prezzo, (dette anche LMP price taker), in cui sostanzialmente il bidder offre a prezzo zero in modo da avere priorità di passaggio anche in caso di congestioni; Not willing to pay congestion, in cui, come da chiara indicazione del nome, il bidder non è disposto a pagare le congestioni che si verificano sul mercato, quindi dichiarando la propria disponibilità a interrompere per prime le proprie transazioni. Tanta attenzione nei confronti delle offerte presentate da soggetti esterni al PJM è giustificata dalla relativamente alta capacità di interconnessioni con le altre aree di controllo, il che sottopone il PJM ad un elevato rischio di importare picchi di prezzo non generati all interno del sistema, o in generale a comportamenti speculativi da parte di numerosi operatori su cui PJM ha potere di controllo limitato. Nella parte relativa al funzionamento dei mercati vedremo che questo è storicamente accaduto proprio al PJM, al NEPool e alla California. Infine, notevoli sono le differenze relative al funzionamento dei mercati della riserva o meglio dell approvvigionamento dei servizi ancillari, visto che la riserva di fatto è definita sulla base di un meccanismo amministrato (l unica asta esplicitamente funzionante come tale è relativa alla fornitura di riserva secondaria). Infatti, il PJM, una volta nota la propria necessità di riserva rotante, a dieci minuti e a trenta minuti, ordina gli operatori sulla base della componente a blocchi offerta all interno della three-part bid. Il costo della riserva (poi ripartito su tutti gli operatori) è pari alla più bassa offerta accettata, non distinta per tipologia di riserva offerta, né per nodo. Gli operatori che sono stati chiamati a fornire la riserva hanno diritto ad un pagamento compensativo (o make whole payment), pari alla differenza tra la loro offerta e il prezzo della riserva. In questo modo, è garantito il recupero dei costi fissi. Il PJM presenta quindi diversi aspetti amministrati, che hanno l obiettivo di ridurre lo spazio lasciato agli elementi speculativi insiti nel funzionamento del libero mercato come del resto il NYPP. Il più importante di questi elementi è la mancata previsione del pagamento dell energia offerta sul Real Time Market, che in questo modo è utilizzato dagli operatori per evitare il rischio volume, ma non dà incentivi all arbitraggio tra i prezzi sui mercati sequenziali come invece vedremo è accaduto in California. Gli operatori sono però garantiti dal rischio di non vedere recuperati a pieno i propri costi grazie alla componente di capacità. Altri aspetti importanti sono però relativi alla presenza di cap sulle offerte e alle forme di controllo sulle offerte presentate dagli esportatori Il NePool Il NePool è il mercato più semplice e più piccolo (circa 30,000 MW di potenza installata) dei tre mercati della costa est. E gestito dall ISO-NE, operativo dal luglio 1997 ed erede di un Pool che gestiva la rete di trasmissione dell area fin dal Studi e Analisi Finanziaria 24

25 Per quanto il Day Ahead Market sia basato anch esso su un meccanismo di prezzi nodali 7, e quindi sia un mercato complesso, non prevede un mercato del bilanciamento in tempo reale, né un mercato della capacità, né prevede un mercato centralizzato per lo scambio di contratti derivati a copertura del prezzo delle congestioni. Pertanto, prevede un processo più semplice per lo scheduling degli impianti, non essendo previsto l aggiustamento delle posizioni da parte degli operatori: il programma definito al termine del DAM è quindi quello considerato definitivo dal NE-ISO, che poi provvede a dispacciare le risorse sulla base di quanto emerge sui mercati. Nonostante sia un mercato tecnicamente più semplice dei mercati vicini, ha comunque elementi di originalità: 1. nella programmazione non è previsto l inserimento dei contratti bilaterali, che quindi sono puramente passanti e non concorrono a determinare il prezzo sui nodi; 2. la forma delle offerte è identica a quella del PJM, tuttavia sono previste offerte differenziate ed esplicite per i mercati della riserva (a dieci minuti, rotante e non rotante, a trenta minuti, la regolazione secondaria o Automatic Generator Control, talvolta anche la riserva a quattro ore). Queste ultime sono compensate secondo il classico criterio del prezzo marginale più basso e del make-whole payment rispetto alle offerte presentate dagli operatori; 3. non sono ammesse offerte virtuali da parte dei generatori interni all area di controllo, mentre sono ammesse per quanto riguarda sia il lato della domanda, sia per quanto riguarda gli importatori; 4. le tariffe di trasporto sono amministrate: si tratta di tariffe a francobollo, uguali per tutti gli utilizzatori della rete e flat. Il NePool, come analizzeremo nel capitolo 4, è il mercato organizzato che ha presentato i maggiori picchi di prezzo anche a causa della mancata previsione di un compenso a copertura dei costi di capacità. Per questo motivo, ma anche al fine di coordinare meglio la propria struttura con quella dei mercati vicini 8 e di creare un RTOs per tutti i sistemi elettrici del Nord Est degli Stati Uniti, è in corso un opera di revisione delle regole del mercato, che dovrebbe passare ad un sistema di programmazione in due parti sul modello del NYPP e del PJM, e l avvio di un mercato in tempo reale di una contrattazione di titoli a copertura del prezzo delle congestioni. La data di implementazione del progetto è però ancora non nota. 7 I prezzi comprendono come nel NYPP la quota a copertura delle congestioni e delle perdite. 8 Un progetto per l integrazione dei tre mercati, insieme al mercato elettrico dell Ontario e dell area Nord del MAAC (detta Maritime Markets) è attualmente nella fase di studio di fattibilità. Studi e Analisi Finanziaria 25

26 Capitolo 3 - Domanda e offerta analisi e prospettive dei mercati elettrici statunitensi I due capitoli precedenti hanno evidenziato che il relativo isolamento delle reti di trasmissione porta ad una separazione regionale del mercato elettrico statunitense; oltre all impatto sulla regolamentazione, la separazione tra mercati implica che il comportamento e la dinamica dei diversi mercati siano in gran parte indipendenti l uno dall altro, anche se ovviamente vi sono alcune tendenze generali. In questo capitolo, quindi, verrà analizzata la struttura dei diversi mercati in termini delle sue caratteristiche di domanda, soprattutto in senso prospettico, e della struttura dell offerta. Questa analisi verrà accompagnata, laddove possibile, da un analisi della struttura dei prezzi all ingrosso dell energia elettrica. L evoluzione della domanda, la struttura del mercato soprattutto in termini di mix di combustibili utilizzati e tecnologie impiegate, nonché la sua evoluzione futura sulla base delle prospettive di ingresso di nuovi operatori sono fondamentali per comprendere il posizionamento di un impianto di nuova generazione all interno della curva di offerta. Un impianto di nuova generazione è infatti caratterizzato da tecnologie ad alto rendimento elettrico e da una disponibilità molto alta (7,500-7,800 ore all anno di funzionamento) e da una elevata flessibilità di esercizio, caratteristiche che permettono all operatore di un nuovo impianto di questo tipo di utilizzarlo sia nella porzione di base della curva di carico, che nella parte di mid-merit e picco. La struttura dei prezzi è altrettanto importante sotto due punti di vista: quali sono i fattori strutturali che guidano il prezzo dell energia elettrica, in particolare, qual è lo spark spread di riferimento per quel mercato elettrico 9. A causa della massiccia riconversione a gas di gran parte dell industria termoelettrica e del fatto che i nuovi impianti sono praticamente tutti cicli combinati a gas, lo spark spread fondamentale è quello tra gas naturale e prezzo dell elettricità. Chiaramente, tanto più lo spread si dilata, tanto più i margini per l impianto e la sua profittabilità aumentano in funzione dei diversi rendimenti elettrici. Altrettanto fondamentale quindi diventa comprendere quali sono i fattori che guidano il prezzo all ingrosso del mercato, che non è detto sia funzione del prezzo del gas naturale 10, ma può essere funzione di altri combustibili o basket di combustibili. la struttura dei prezzi all ingrosso, ossia se si tratta di un mercato caratterizzato da un alta frequenza di picchi di prezzo oppure se è un mercato dall andamento relativamente flat dei prezzi. E importante comprendere che la presenza di picchi di prezzo è un dato ineliminabile nell industria elettrica: tuttavia i picchi possono essere di natura strutturale, quindi modificabili esclusivamente nel lungo periodo, oppure dovuti a stagionalità o a situazioni contingenti difficilmente ripetibili. La struttura dei picchi di prezzo è estremamente importante perché 9 Per spark spread si intende nell industria elettrica lo spread esistente tra il prezzo dell input, cioè il combustibile di riferimento del mercato (cioè il combustibile impiegato dagli impianti di punta, che sono gli impianti marginali che fissano il prezzo di sistema del mercato elettrico), e il prezzo dell output, ossia il prezzo all ingrosso dell energia elettrica che sostanzialmente dovrebbe coincidere con il costo di produzione. 10 In Italia, ad esempio, il fattore fondamentale che guida il prezzo all ingrosso dell energia elettrica è il prezzo del petrolio nella sua qualità Brent dated Studi e Analisi Finanziaria 26

27 fornisce indicazioni all investitore relativamente alla gestione dell impianto. Un CCGT di nuova generazione grazie all elevata disponibilità tecnica può operare come impianto di base. Sarebbe scorretto, come dimostrato dal mercato, tuttavia affermare che se la struttura dell offerta è tale da impedire il posizionamento in base del nuovo impianto allora l investimento non è perseguibile e profittevole. Vi è infatti un altra modalità di utilizzo efficiente e profittevole di questi impianti nuovi, permessa dalla loro maggiore flessibilità rispetto a tradizionali impianti baseload. I CCGTs soprattutto le tecnologie 2+1 (2 turbine a gas e 1 turbina a vapore) - possono essere operati in modo da sfruttare la presenza dei picchi di prezzo, sfruttando la turbina a gas che ha tempi di startup (cioè di entrata in funzione) molto rapidi (nell ordine dei 30 minuti). Se quindi i picchi di prezzo sono sufficientemente frequenti e sufficientemente elevati, l impianto pur lavorando al di sotto della propria availability, coglie margini unitari talmente elevati da risultare comunque ampiamente profittevole. Un analisi di questo tipo regione per regione, di natura quantitativa non è possibile in questo studio in quanto si scontra con alcuni limiti: un analisi quantitativa compiuta prevederebbe per ogni mercato la costruzione di un modello che simuli prospetticamente l incontro domanda-offerta e il dispacciamento, calcolando prezzi unitari e ore di funzionamento, il che esula dall oggetto di questo studio; anche un analisi qualitativa, basata sull analisi della domanda, dell offerta e della struttura dei prezzi, si scontra con la scarsa trasparenza di tutti quei mercati statunitensi che non sono ancora deregolati. In questi casi mancano informazioni sia relativamente al prezzo all ingrosso dell energia, in quanto sono disponibili solo le tariffe agli utenti finali, sia al costo dei combustibili che ha dinamiche estremamente complesse e differenziate anch esse su basi regionali. Ad ogni modo, regione per regione verranno fornite le indicazioni qualiquantitative possibili, al fine di comprendere le dinamiche dei nuovi investimenti in impianti termoelettrici di nuova generazione in ogni mercato Il Npcc Il NorthEast Power Coordinating Council è costituito dai due ISO del New England e di New York. Poiché si tratta in entrambi i casi di regioni gestite autonomamente e dotate di mercati centralizzati, su cui è possibile compiere anche analisi sull andamento del prezzo all ingrosso dell energia, è preferibile trattare le due aree in maniera indipendente Il Nypp L area gestita dal NY ISO è organizzata tramite un mercato centralizzato, sulla base delle regole descritte nel capitolo 2. Per quanto riguarda la rete di trasmissione, esiste un grande collo di bottiglia sulla direttiva Nord-Sud del territorio servito, dove si trovano le zone di New York City e di Long Island che assorbono la gran parte dei consumi dell area. Dal punto di vista dell offerta, la capacità installata al 2001 è pari a 36,890 MW, a fronte di un fabbisogno di punta pari a poco più di 30,000 MW. La produzione è perlopiù concentrata nel Nord dell area di controllo, mentre la domanda è in gran parte concentrata nel Sud, nei grandi agglomerati urbani di New York City e Long Island. Lo squilibrio dell allocazione di domanda e offerta è il fattore che ha spinto gli architetti del NY ISO a proporre lo strumento dei prezzi zonali come metodo più efficiente per evitare sussidi incrociati tra i consumatori posti nelle varie aree del paese. Studi e Analisi Finanziaria 27

28 Dal punto di vista dell offerta, però, Il parco di generazione operante nel NYPP non è né tra i più efficienti, né tra i più recenti degli Stati Uniti. Si tratta di un parco dominato dalla combustione termoelettrica tradizionale, con poco più di 21,000 MW di potenza complessiva. Di questi 13,521 MW sono costituiti da impianti dual-fuel (cioè ad olio combustibile ed a gas naturale), che rappresentano la tecnologia predominante; 4,500 MW sono impianti ad olio combustibile, mentre carbone e gas contano per 4,000 MW l uno. Vi sono poi quattro grandi centrali nucleari, per un totale di potenza installata pari a 5,000 MW (il 12% della potenza complessiva), mentre un buon apporto è garantito dall idroelettrico (5,500 MW di cui circa 1,300 da pompaggi). Fig. 11 POTENZA INSTALLATA NEL NY ISO PER COMBUSTIBILE 1% 11% 36% 14% 11% 12% 15% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Fonte: NERC ES&D 2001 Non è quindi una sorpresa che lo Stato di New York sperimenti uno dei prezzi retail più alti tra gli Stati dell Unione: con 11.2cents/kWh, si tratta del prezzo medio più elevato ad eccezione del New Hampshire e delle Hawaii. Il sistema elettrico infatti utilizza tecnologie datate e dai rendimenti molto bassi. La fornitura della punta è garantita tendenzialmente dagli impianti dual fuel o dal turbogas (invero, poco meno di 800 MW), insieme a qualche vecchio impianto ad olio combustibile. La copertura della domanda di base è invece garantita dagli impianti a carbone, da quelli nucleari e dai circa 4,000 MW di idroelettrico fluente, mentre la fascia della domanda mid-merit è servita dagli impianti a gas e soprattutto dagli impianti dual fuel. L analisi dell andamento dei prezzi all ingrosso sul NYPP per il 2000 e il 2001, utilizzando una media pesata degli LMBP giornalieri, evidenzia alcune caratteristiche di prezzo interessanti: 1. il valore medio del LMBP è elevato (poco meno di 40 $/MWh), ma la sua volatilità è relativamente bassa (47% su base giornaliera), almeno a fronte dell andamento del prezzo di altre Borse elettriche. Il prezzo tende infatti a restare in una forchetta compresa tra i $/kwh, con picchi tendenti ai $/MWh. Solo in tre occasioni (luglio 2000, agosto 2000 e agosto 2001) si sono verificati spike di prezzo superiori ai 100 e 200 $/MWh. Il picco massimo è stato raggiunto il nove agosto 2001 giorno in cui tutto il sistema elettrico del Nord Est ha sperimentato un eccezionale picco di domanda, con un valore medio di $/MWh. I picchi di prezzo dell estate 2000 possono invece Studi e Analisi Finanziaria 28

29 essere ricondotti a congestioni sulla rete, in particolare alla presenza di congestioni contemporanee verificatesi sulle linee di importazione di energia dal PJM congiuntamente alle tradizionali congestioni sulla linea Nord-Sud 11. Tutti questi fattori quindi evidenziano un andamento dei prezzi relativamente tranquillo, su livelli medi piuttosto sostenuti, a fronte però di una rete di trasmissione strutturalmente congestionata. 2. Un confronto dell andamento dei prezzi dei combustibili e dei prezzi dell energia elettrica mostra innanzitutto una certa correlazione dell andamento dei prezzi dell energia elettrica a quelli del gas. Ciò è dovuto al fatto che il gas è attualmente impiegato come combustibile per il fabbisogno di punta, sia tramite gli impianti turbogas, sia per quanto riguarda le caldaie a gas dei cicli dual-fuel. E particolarmente interessante notare (figura 13) che in assenza di picchi particolari di prezzo, il prezzo medio tende a salire e scendere in corrispondenza all andamento del prezzo all ingrosso del gas, come chiaramente evidenziato dalla crescita dei prezzi medi verificatisi durante l inverno a cavallo tra il 2000 e il Appare evidente uno spark spread positivo e mediamente sostenuto intorno ai 7 $/Mbtu 12. Questo invece dipende dalla struttura del parco: soprattutto gli impianti mid-merit che vanno ad olio combustibile alzano considerevolmente il costo di produzione medio, aprendo così lo spread tra costo del combustibile e prezzo dell output. Fig ANDAMENTO DEL LMBP MEDIO SUL NYPP, NORMALIZZATO A 80 $/MWH ($/MWH) / 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 01/ 02/ 03/ 04/ 05/ 06/ 07/ 08/ 09/ 10/ 11/ 12/ 01/ 02/ 03/ 04/ 05/ 06/ 07/ 08/ 09/ 10/ 11/ 12/ Fonte: elaborazioni IntesaBCI su dati NY ISO 11 La componente relativa al livello delle congestioni in quei giorni era arrivata a superare i 180 $/MWh, a fronte di valori medi di 2 $/MWh! 12 Il calcolo è effettuato non tenendo presente i costi di trasporto. Il prezzo del gas all ingrosso negli Stati Uniti è infatti calcolato al delivery point chiamato Henry Hub, in Lousiana. A tali valori quotati dal Nymex, che determinerebbero uno spark spread di 7.5 $7MBtu, vanno aggiunti i costi di trasporto, che possono essere approssimativamente stimati, per quanto riguarda l area di New York, intorno a 0.5 $/Mbtu. Ciò ridurrebbe lo spark spread medio a 6,5 $/Mbtu. Studi e Analisi Finanziaria 29

30 Fig CONFRONTO TRA PREZZO ELETTRICITA E PREZZO DEL GAS NATURALE SUL NYPP ($/MBTU) Spark spread /01/00 01/02/00 01/03/00 01/04/00 01/05/00 01/06/00 01/07/00 01/08/00 01/09/00 01/10/00 01/11/00 01/12/00 01/01/01 01/02/01 01/03/01 01/04/01 01/05/01 01/06/01 01/07/01 01/08/01 01/09/01 01/10/01 01/11/01 01/12/01 Average LMBP Gas prices Fonte: elaborazioni IntesaBCI L analisi di prezzo sembra fornire indicazioni favorevoli alla costruzione di nuovi impianti CCGT nell area. I prezzi sono sostenuti, vi è uno spark spread elevato e il gas appare il driver principale del prezzo all ingrosso dell elettricità, anche se, ovviamente, i nuovi entranti in un mercato totalmente liberalizzato subiscono la volatilità del prezzo all ingrosso che va opportunamente collateralizzata. Più del rischio di prezzo 13, appare maggiore il rischio relativo alla presenza di colli di bottiglia sulla rete di trasmissione, che possono essere difficilmente evitati, data l impossibilità a costruire centrali termoelettriche nella vicinanze dell area urbana di New York City. Ciò potrebbe determinare un costo in termini di rischio volume e di contingentamento della produzione in alcuni periodi dell anno, in funzione dei flussi di domanda. Tutto considerato quindi nuovi impianti dovrebbero essere in grado di scalzare dalla curva di offerta soprattutto gli impianti dual-fuel e gli impianti termici ad olio combustibile, anche a fronte di una crescita del fabbisogno non particolarmente sostenuta. Effettivamente, sembra che l industria elettrica abbia questo orientamento. Secondo i dati NERC, seppure a fronte di un incremento della domanda annua previsto dell' 1.14% (uno tra i più bassi degli Stati Uniti) di qui al 2010, sarebbe già pianificato l ingresso di circa 6,400 MW di nuovi impianti, esclusivamente a CCGT, mentre è prevista la chiusura di un impianto nucleare di circa 900 MW di potenza. Ciò dovrebbe rafforzare la quota di impianti esclusivamente a gas sul totale dei combustibili impiegati, portandola dall attuale 11% a poco più del 23%. Il tutto dovrebbe rafforzare le tendenze notate nell analisi statica, con il gas che rafforza la sua posizione di driver dominante del prezzo e con lo spostamento al di fuori del merit order degli impianti ad olio combustibile e dei vecchi dual fuel. Le prospettive per i nuovi investimenti sembrano quindi positive. 13 La presenza di prezzi zonali deve far attenuare almeno in parte queste affermazioni. Pur se il costo delle congestioni non è in media elevato, il prezzo nelle singole zone può discostarsi anche in maniera significativa dal valore medio, e vi sono periodi dell anno e zone che subiscono variazioni molto elevate sia dei costi di congestione che del LMBP vero e proprio. L investitore dovrebbe quindi valutare con estrema attenzione soprattutto gli aspetti relativi all equilibrio domanda e offerta e allo stato della rete dell area in cui intende situare l impianto. Studi e Analisi Finanziaria 30

31 Fig L EVOLUZIONE DELL OFFERTA E DELLA DOMANDA SUL NYPP, ,000 45,000 40,000 35,000 30,000 MW 25,000 20,000 15,000 10,000 5, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D Il Nepool Il secondo mercato dell area è gestito dall ISO-NE. Come il NYPP, l area di controllo è dominata dalla presenza di un mercato organizzato, gestita dall ISO, sulla quale sono scambiati all incirca i due terzi dell energia necessaria al fabbisogno del sistema (nel 2001, 128 TWh sui circa 190 di domanda complessiva). Un altra similitudine rispetto al NYPP è il relativo isolamento geografico. Vi sono cinque linee di interconnesione con le aree di controllo confinanti (tre rivolte verso il Canada, una verso il NY ISO, l ultima verso il PJM), che hanno una capacità di trasporto massima di 3,500 MW, impiegata in pieno solamente durante i picchi di domanda estivi. Ciò tuttavia è sufficiente a rendere le importazioni un canale importante di approvvigionamento dell area (13% dell energia complessiva nel 2001), e a rendere il NEPOOL vulnerabile all importazione di picchi di prezzo dall esterno. Per quanto riguarda invece la rete di interconnessione interna, non vi sono congestioni macroscopiche come nel caso della rete dello Stato di New York, anche se vi sono naturali colli di bottiglia intorno all'area urbana di Boston e per il transito di energia tra i confini degli stati che compongono l ISO-NE (Maine, Massachussets, Connecticut, Ne Hampshire, Rhode Island, parte del Vermont). La potenza installata nell ISO-NE sfiora i 26,000 MW (25,764 nel 2001). Come in tutto il Nord-Est degli Stati Uniti, il parco termico è basato su tecnologie non particolarmente efficienti né moderne. Ancora una volta i prezzi medi ai clienti finali rispecchiano la composizione del parco, essendo compresi tra i 9.5 cents/kwh di Massachussets e Connecticut e gli 11.6 cents/kwh del New Hampshire. Rispetto al NY ISO, tuttavia, vi è una maggiore presenza relativa di impianti nucleari (4,344 MW, 17% della capacità installata) e a carbone (2,606 MW, il 10%), che sono responsabili all incirca del 40% della produzione, tutta impiegata per coprire la domanda di base. Come nel NY ISO, vi è però una consistente parte di capacità basata su vecchie tecnologie dual fuel, sia carbone-oli combustibili, sia gasoli combustibili (6,515 MW, il 25% della capacità installata). Questi impianti tendenzialmente sono impiegati per coprire la domanda mid-merit. La domanda di punta invece è soddisfatta soprattutto da impianti a gas (3,611 MW, il 14% della produzione) e dalla consistente capacità degli impianti di pompaggio (quasi 1,700 MW, il 7% della capacità complessiva). Anche in questo caso quindi il parco sembra sentire la necessità di ingresso di nuove tecnologie più efficienti. Studi e Analisi Finanziaria 31

32 Fig. 15 POTENZA INSTALLATA NEL NEPOOL PER COMBUSTIBILE, % 10% 25% 17% 17% 13% 14% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Fonte: NERC ES&D 2001 Fig. 16 ENERGIA SCAMBIATA SUL NEPOOL PER FONTE, % 8% 7% 30% 17% 15% 15% Nuclear Gas Coal Dual Fuel Oil Renewables Hydro Fonte: ISO-NE L analisi dell andamento dei prezzi sul mercato del NEPOOL evidenzia diversi aspetti interessanti. 1. Si tratta di un mercato caratterizzato da prezzi medi elevati (41,6 $/MWh su base ), anche se tale valore è distorto dalla presenza di tre picchi di prezzo. Il primo, e più impressionante, è il picco di prezzo di 1196 $/MWh verificatosi l 8 maggio 2000, picco tra l altro totalmente isolato e determinato da un evento eccezionale la caduta di una linea di trasmissione in alta tensione. Il secondo picco si è verificato il 25 luglio 2001, con il prezzo arrivato a 370 $/MWh, anch esso in forma isolata, mentre il terzo picco è del 9 agosto 2001, con il prezzo giunto a 140 $/MWh. La maggior parte del periodo (circa il 40% delle osservazioni) il prezzo medio giornaliero del NEPOOL è maggiormente stabilizzato nella fascia $/MWh; 2. Il NEPOOL presenta una volatilità decisamente maggiore rispetto al NYPP, il suo valore medio essendo dell 89%, Sono estremamente frequenti picchi che portano il prezzo oltre i $/MWh. Questo comportamento estremamente nervoso del prezzo è dovuta alla maggiore manipolabilità del mercato, che dipende più del NYPP dalla Studi e Analisi Finanziaria 32

33 presenza di importazioni dall estero, ed è dotato, a detta dei responsabili dell ISO-NE, di una scarsa flessibilità e competitività nella punta. Gli operatori che possiedono i relativamente pochi impianti in grado di entrare in produzione in tempi rapidi sono in grado così di sfruttare abbastanza spesso le occasioni date dalla volatilità della domanda. 3. Nonostante la presenza di un maggiore nervosismo del mercato rispetto al NYPP, è abbastanza evidente la presenza di una relazione tendenziale tra prezzo del gas e prezzo dell elettricità, che segue un pattern abbastanza simile a quello già evidenziato nel NYPP. Lo spark spread medio è intorno ai 7.3 $/MBTU 14, anche se la sua volatilità è notevolmente maggiore rispetto al NYPP, dato il maggiore nervosismo del prezzo dell output. Fig ANDAMENTO DEL PREZZO MEDIO SUL NEPOOL, , ($/MWH NORMALIZZATO A 100 $/MWH) /01/00 01/02/00 01/03/00 01/04/00 01/05/00 01/06/00 01/07/00 01/08/00 01/09/00 01/10/00 01/11/00 01/12/00 01/01/01 01/02/01 01/03/01 01/04/01 01/05/01 01/06/01 01/07/01 01/08/01 01/09/01 01/10/01 01/11/01 01/12/01 Fonte: ISO-NE Fig CONFRONTO TRA PREZZO ELETTRICITA E PREZZO DEL GAS NATURALE SUL NEPOOL ($/MBTU) Spark spread /01/00 01/02/00 01/03/00 01/04/00 01/05/00 01/06/00 01/07/00 01/08/00 01/09/00 01/10/00 01/11/00 01/12/00 01/01/01 01/02/01 01/03/01 01/04/01 01/05/01 01/06/01 01/07/01 01/08/01 01/09/01 01/10/01 01/11/01 01/12/01 LMP average price $/MBTU Gas prices ($/MBTU) Fonte: elaborazioni IntesaBCI Studi e Analisi Finanziaria 33

34 L analisi storica dei prezzi quindi sembra fornire indicazioni per due tipi di investimenti: a) gli impianti CCGTs, che porebbero sia spiazzare le vecchie tecnologie dual fuel, e che quindi si collochino nel merit order a coprire la domanda intermedia 15, oppure che utilizzino il ciclo turbogas per sfrutture i frequenti picchi di prezzo; b) impianti di punta veri e propri, che soddisfino il fabbisogno di una capacità flessibile di cui l area è carente. Relativamente a quest ultimo punto, è da sottolineare che l ISO-NE stesso ha richiesto e pubblicato studi relativamente alla sostenibilità finanziaria di questo tipo di investimenti, sottolineando l urgenza per il sistema di nuovi impianti di punta. E da sottolineare che la presenza di whole-make payments a copertura dei costi di riserva, che nel NEPOOL sono di fatto amministrati, facilita questo tipo di investimenti. E evidente lo sforzo dell ISO-NE di ridurre in qualche modo la volatilità dei prezzi del sistema, fattore che potrebbe rendere maggiormente rischiosi gli investimenti. Dal punto di vista delle previsioni della domanda e delle modifiche del parco produttivo, l area presenta molte similitudini con quanto è previsto per il NY ISO e non potrebbe essere altrimenti. Secondo i dati del NERC, sono stati già pianificati da qui al 2010 circa 3,000 MW di nuovi impianti esclusivamente a gas, che porterebbe la quota di questo combustibile a poco meno del 22%. Tuttavia, questi investimenti solamente non sarebbero in grado di garantire un adeguato margine di riserva, a causa di un aumento della domanda previsto pari all 1.52%, che porterebbe la domanda di picco ad esaurire virtualmente la capacità del sistema, rendendolo sempre più dipendente dalle importazioni. E prevedibile quindi che verranno proposti ulteriori investimenti, anche in considerazione del fatto che il prezzo del gas dovrebbe divenire sempre più il driver dominante dei prezzi, pur in presenza del rischio volume e dell elevata volatilità di questo mercato. Fig L EVOLUZIONE DELL OFFERTA E DELLA DOMANDA SUL NEPOOL, ,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5, MW Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D Assumendo un costo di trasporto del gas nell area intorno ai 0.7 $/MBTU 15 Il che però implica un più elevato rischio volume, dato che l utilizzo effettivo degli impianti potrebbe essere inferiore alla loro disponibilità tecnica efficiente. Studi e Analisi Finanziaria 34

35 3.2 - Il Maac Il Mid-Atlantic Area Council coincide perfettamente con il PJM, il primo ISO approvato dalla FERC, che ne gestisce interamente la rete. Il PJM Market è quindi il mercato centralizzato di maggiori dimensioni al mondo, per quanto riguarda la potenza installata che insiste sull area (60,000 MW al 2001). Anche in questo caso si tratta di una rete relativamente isolata rispetto a quelle delle regioni che la circondano; vi sono cinque punti di interconnessione con le aree vicine, la principale delle quali è quella con il NY ISO. La rete di trasmissione è di proprietà di otto utilities diverse, che l hanno sviluppata in maniera autonoma. Tuttavia, possono essere identificate tre macro aree, coincidenti con gli Hub che aggregano i diversi nodi della rete, corrispondenti alle aree orientale, occidentale e nord occidentale della rete, che definiscono i principali colli di bottiglia della rete. Nonostante si tratti del mercato potenzialmente più vasto del mondo, le transazioni sul PJM Market sono di volume molto inferiore. La gran parte degli scambi avviene per via di contratti bilaterali (il 52%), mentre solo il 18% transita sul mercato forward dell energia. Si tratta di un risultato abbastanza in linea con quanto accade laddove le borse elettriche sono facoltative, con l eccezione del NordPool (per il quale transita il 40% del fabbisogno complessivo dell area). Il parco di generazione del PJM è basato in larga parte su grandi impianti termoelettrici a carbone o nucleare, che contano per il 52% della capacità totale installata (19,000 MW a carbone, 13,000 MW di nucleare). Ciò rende il prezzo medio di sistema più basso rispetto al NPCC, anche se il parco di generazione appare strutturalmente poco flessibile, in quanto potenzialmente anche una parte della domanda intermedia potrebbe essere servita da questo tipo di impianti. Ciò implica che alcuni di essi, tendenzialmente quelli più vecchi, abbiano un tasso di utilizzo inferiore alla loro disponibilità reale. La domanda intermedia e di punta è invece servita da impianti ad olio combustibile e a gas naturale, all incirca equivalenti per potenza installata (circa 10,000 MW l uno, il 17% della potenza), molti dei quali vanno ad operare durante i picchi di prezzo. Fig POTENZA INSTALLATA NEL PJM AL 2001, MW 2% 5% 17% 32% 5% 17% 22% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Fonte: NERC ES&D 2001 Ciò determina una dinamica dei prezzi profondamente diversa da quella che si registra sugli altri due mercati del Nord Est degli Stati Uniti. Infatti: 1. il prezzo medio di sistema è considerevolmente più basso circa 31 $/MWh contro i circa 40 $/MWh del NEPOOL e del NYPP conseguenza dell utilizzo di combustibili più economici; Studi e Analisi Finanziaria 35

36 2. lo spark spread è molto ridotto, in media 4.4 $/MBTU e addirittura in casi di domanda molto bassa diviene negativo. Inoltre appare una relazione tendenziale meno forte tra prezzo dell elettricità e prezzo del gas, anche se il raddoppio dei prezzi nell inverno a cavallo tra 2000 e 2001 ha avuto un impatto anche sui prezzi all ingrosso dell energia elettrica. Il driver principale dei prezzi appare quindi essere l andamento della domanda. 3. pur in assenza di picchi di prezzo esasperati (il picco più elevato dell ultimo biennio si è registrato il nove agosto del 2001, a quota 240 $/MWh), la volatilità è abbastanza elevata (55% su base giornaliera) e soprattutto appare molto forte all interno della stessa giornata. In altri termini, livelli medi di prezzi giornalieri sono molto bassi (10-20 $/MWh), ma si impennano durante i picchi della domanda. Ciò del resto rispecchia la struttura non flessibile del parco di generazione del PJM. A supporto di questa ipotesi stanno anche le curve di durata dei prezzi, che hanno un andamento molto flat su livelli medio-bassi per gran parte delle ore dell anno, salvo poi impennarsi e determinare la curva dei prezzi a L tipica di mercati maturi e con un offerta di energia tendenzialmente rigida (come ad esempio il mercato inglese). Si veda l esempio di un giorno estivo, con picco di domanda pomeridiano come tipicamente è nei sistemi elettrici statunitensi. Il livello dei prezzi passa da circa 20 $/MWh fino a oltre 140 $/MWh, durante le ore di massimo consumo, per poi ridiscendere nelle ore notturne (figura 24). Tale comportamento potrebbe risultare ancora più accentuata analizzando l andamento dei prezzi sui singoli nodi; dovrebbe infatti emergere che nei momenti di picco della domanda gli operatori cercano di sfruttare le differenze di prezzo tra zone, hub o addirittura singoli punti di consegna per massimizzare i propri introiti. Fig ANDAMENTO DEI PREZZI MEDI GIORNALIERI SUL PJM, NORMALIZZATO A 100 $/MWH /01/00 01/02/00 01/03/00 01/04/00 01/05/00 01/06/00 01/07/00 01/08/00 01/09/00 01/10/00 01/11/00 01/12/00 01/01/01 01/02/01 01/03/01 01/04/01 01/05/01 01/06/01 01/07/01 01/08/01 01/09/01 01/10/01 01/11/01 01/12/01 Fonte: elaborazioni IntesaBCI su dati PJM Studi e Analisi Finanziaria 36

37 Fig CONFRONTO DEI PREZZI DELL ELETTRICITÀ E DEL GAS NATURALE SUL PJM, ($/MBTU) 20 Spark spread /01/00 01/02/00 01/03/00 01/04/00 01/05/00 01/06/00 01/07/00 01/08/00 01/09/00 01/10/00 01/11/00 01/12/00 01/01/01 01/02/01 01/03/01 01/04/01 01/05/01 01/06/01 01/07/01 01/08/01 01/09/01 01/10/01 01/11/01 01/12/01 LMP Prices ($/MBTU) Gas prices ($/MBTU) Fonte: elaborazioni IntesaBCI Fig UN GIORNO ESEMPLARE: L ANDAMENTO DEI PREZZI ORARI IL 6 AGOSTO 2001 SUI DUE HU PRINCIPALI DEL PJM ($/MWH) EASTERN HUB WEST INT HUB Fonte: elaborazioni IntesaBCI su dati PJM Fig CURVA DI DURATA DEI PREZZI SUL PJM, 2001 ($/MWH) Fonte: PJM, Market Monitoring Unit Studi e Analisi Finanziaria 37

38 La struttura del PJM Market mostra un chiaro incentivo agli operatori a costruire capacità flessibile in grado di sfruttare i picchi di prezzo, che evidentemente manca al sistema produttivo del PJM, più che tentare di sostituirsi alla produzione di base, che invece appare più che adeguata. Le previsioni di domanda e di nuova capacità installata nei prossimi dieci anni mostrano chiaramente questo trend. Secondo i dati NERC, vi sono richieste per ben 23,000 MW di nuovi impianti, quasi esclusivamente per steam turbines, la forma di generazione termoelettrica a gas più flessibile. Solamente 500 MW sono proposti per la costruzione di cicli combinati, che evidentemente faticherebbe a posizionarsi in base, data la presenza di tanti impianti dai costi di produzione mediamente più bassi. In sostanza, la tendenza degli investitori sul PJM è quella di costruire impianti puramente merchant, da usare come opzioni reali nel momento di picco della richiesta di potenza sulla rete. Le stime di crescita della domanda, tuttavia (+1.84% su base annua, che porterebbe il picco da 52,000 MW a circa 61,000 MW nel 2010), tuttavia pongono dei caveat a questo tipo di investimento, in quanto non sembrano giustificare un rinnovamento del parco così forte. Se tutti i progetti fossero effettivamente attivati, il PJM potrebbe presentare un forte eccesso di capacità al 2010 (oltre il 25% di margine di riserva), che difficilmente potrebbe essere assorbito completamente dalle esportazioni nelle aree vicine più care, come il NY ISO. Fig EVOLUZIONE DELLA CAPACITÀ INSTALLATA E DELLA DOMANDA SUL PJM, (MW) 90,000 80,000 70,000 60,000 50,000 MW 40,000 30,000 20,000 10, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D Il Serc L area SERC, (South Eastern Reliability Council) è per capacità installata la più grande degli Stati Uniti, con quasi 166 GW di potenza complessiva. Il SERC tuttavia non può essere considerata un area unitaria, in quanto le linee di trasmissione sono in realtà divise e gestite da quattro operatori differenti. Tre di queste sono tra le più grandi utilities statunitensi Entergy (sulla cui area sono installati circa 27,000 MW di potenza), Mirant (ex- Southern Energy con circa 46,000 MW di capacità installata), e la Tennessee Valley Authority (31,700 MW di potenza). La quarta area, chiamata VACAR (Virginia e Carolina) è gestita dalle utilities di distribuzione locale (61,000 MW di potenza). Il SERC è un area completamente non Studi e Analisi Finanziaria 38

39 deregolata. L obbligo di TPA imposto dall Order 888 della FERC è rispettato attraverso l attuazione di contratti bilaterali e negoziati tra i gestori delle quattro utilities, così come i contratti di scambio e il trading di elettricità 16. Solo Arkansas e Virginia hanno in maniera molto timida iniziato a proporre la liberalizzazione degli utenti retail. La ragione principale dello scarso entusiasmo delle autorità e delle utilities dell area nei confronti della deregolamentazione è dovuto certamente alla presenza di prezzi all utenza finale bassi tra i più bassi del Paese in quanto compresi tra i 5 e i 6 cents/kwh, nonché alla vigorosa opposizione delle tre grandi utilities che non hanno nessun interesse a modificare lo status quo. Il parco produttivo, simile in tutte le quattro aree, è basato prevalentemente su impianti termoelettrici a carbone, che contano per il 41% della potenza installata e quasi il 60% dell energia generata. L altra grande fonte di produzione energetica è il nucleare, che conta per il 17% della potenza installata e per il 29% dell energia prodotta. Considerate anche le discrete risorse idroelettriche (circa 17,000 MW), l utilizzo degli impianti dual-fuel, a gas e ad olio combustibile (rispettivamente 21,300 MW, 17,700 MW e circa 4,000 MW) è riservata unicamente alla copertura della punta. La struttura energetica che ne discende è quindi abbastanza simile al PJM, con una curva di carico presumibilmente piatta per gran parte delle ore dell anno e un accentuata inclinazione quasi a L per relativamente poche ore di domanda di picco. Fig STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DELLA SERC, % 2% 2% 11% 42% 11% 19% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Fonte: NERC ES&D 2001 Il parco appare quindi profondamente sbilanciato sulla produzione di base, che viene effettuata a prezzi altamente competitivi. La sostenuta domanda (156 GW il picco registrato nel 2001), e un tasso di crescita previsto in linea con la crescita della domanda nazionale del 2.1%, implicano la necessità di adeguare il parco produttivo che potrebbe a breve risultare insufficiente a soddisfare il fabbisogno del sistema. I nuovi impianti (ne sono stati pianificati circa 33,000 MW), sono costituiti in buona parte da CCGTs 17 (21,000 MW), il che farebbe diventare il gas naturale il secondo combustibile per impieghi nella produzione termoelettrica con una quota del 16 Ciò implica la mancanza di disponibilità di dati di prezzo all ingrosso, e conseguentemente l impossibilità di compiere analisi di prezzo. Alcuni price reporters come il Platt s, tuttavia quotano il prezzo sulla subarea Entergy 17 Interessante notare che ben 8,800 MW dei nuovi impianti finora pianificati riguardano fonti di energia rinnovabile non idroelettrica principalmente biomasse anche in considerazione delle estese aree agricole della regione. Studi e Analisi Finanziaria 39

40 19% della capacità 18. La pianificazione di tali investimenti si fonda evidentemente anche sulla previsione di dismissioni di impianti vecchi, principalmente i dual fuel, ma anche qualche impianto a carbone, in modo da garantire ai nuovi impianti un utilizzo sia nelle ore di base o intermedie, sia durante le ore di punta. Una curva di carico così ripida infatti accentua le fluttuazioni di prezzo a seguito della volatilità della domanda, rendendo profittevoli gli impianti in grado di modulare la punta. E da sottolineare inoltre che, non essendo prevedibile a medio termine la deregolamentazione del settore nell area SERC, la continuazione delle pratiche di accordi bilaterali dovrebbe garantire a questi impianti la stipula di contratti di lungo termine per la cessione di energia evitando i rischi di prezzo e di volume tipici dei mercati liberalizzati, e quindi rendendo tali investimenti sostenibili in base ai fondamenti dell industria e scarsamente rischiosi. 19 Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELL AREA SERC, , , , ,000 50, MW Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC, ES&D SERC è anche una regione assai vicina al punto nazionale di consegna del gas l Henry Hub, quindi i costi di trasporto dovrebbero incidere in maniera modesta. Tuttavia è da segnalare che lo sviluppo delle reti di trasporto di gas è abbastanza modesto nelle subaree VACAR e Southern, il che implica che la costruzione di CCGTs in queste zone necessita anche di un investimento infrastrutturale per trasportare il combustibile. 19 Questa è l altra faccia della medaglia dei mercato non liberalizzati. La non deregolamentazione del settore implica forse minori opportunità di business e quindi rendimenti tendezialmente più bassi, ma certamente viene fortemente ridotto il rischio dell investimento. La costruzione di nuovi impianti infatti si muove sulla base delle logiche tradizionali dell industria, il che implica la piena contrattualizzazione dell investimento sulla base di accordi a lungo termine. Dal punto di vista del prestatore di fondi, ciò si traduce in un investimento a basso rischio e a basso rendimento. Studi e Analisi Finanziaria 40

41 3.4 - Il Frcc Il Florida Reliability Coordinating Council è il più recente delle aree regionali della NERC, essendo stato approvato dalla FERC solo nel Completamente isolato fino a pochi anni fa, ad oggi vanta due linee di interconnessione con la sub-area Southern della SERC. Guardando infatti alla capacità installata, il parco termoelettrico è basato quasi esclusivamente su impianti a gas o a petrolio (quasi il 60% del totale con oltre 24,000 MW di potenza installata), mentre un ruolo minore avrebbero carbone (10,000 MW con il 24% della potenza) e nucleare (quasi 4,000 MW e il 9% della potenza complessivamente installata). Tuttavia, la generazione di energia non rispecchia queste proporzioni. Quasi il 60% della produzione di energia elettrica della regione proviene dagli impianti a carbone e da quelli nucleari, mentre gli impianti a petrolio e a gas sono impiegati quasi esclusivamente per la produzione intermedia e di punta (31% della produzione finale al 2001). Inoltre il sistema è relativamente a rischio scarsità, in quanto presenta un margine di riserva piuttosto basso (a fronte di circa 42,000 MW installati il picco di domanda del 2002 ha infatti raggiunto i 39,000 MW). Anche il FRCC è un mercato non deregolato. Lo Stato della Florida ha proposto un timido piano per la creazione di un mercato centralizzato di scambio dell energia all ingrosso ma gli operatori (si tratta di oltre 130 utilities di distribuzione, la principale delle quali è la Florida Power and Light Company) continuano ad utilizzare il sistema tradizionale basato su accordi bilaterali. La deregolamentazione non è quindi attesa in tempi brevi. Fig STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DEL FRCC, % 7% 24% 26% 0% 9% 34% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Fonte: NERC ES&D 2001 Il tasso di crescita della domanda previsto tra i più alti degli Stati Uniti (+2.4% in media annua nel prossimo decennio), il basso margine di riserva e l obiettivo annunciato dal FRCC di raggiungere un margine di riserva del 20%, favoriscono iniziative in nuovi investimenti che, come al solito, riguardano quasi esclusivamente nuovi impianti CCGTs. Secondo i dati NERC, si tratta di circa 13,000 MW nei prossimi dieci anni, che però da soli non sono sufficienti a raggiungere l obiettivo avanzato dal FRCC. E quindi prevedibile che ulteriori investimenti verranno proposti e che verranno contrattualizzati secondo gli stessi meccanismi vigenti nel SERC. C è tuttavia da registrare un issue regolamentare piuttosto forte che rende la Florida un mercato difficile da penetrare per le utilities che non vendono direttamente energia su basi retail. Nel corso del 2000, a seguito di un procedimento proposto dalle utilities locali contro Duke Energy, che aveva Studi e Analisi Finanziaria 41

42 chiesto l autorizzazione a costruire un impianto a gas di tipo merchant, la Corte Suprema della Florida ha negato la determination of needs per tutti quegli impianti che non vendono energia direttamente ai clienti finali. Ciò non implica la negazione all autorizzazione di costruire l impianto, ma impedisce di fatto le transizioni di energia all ingrosso, in quanto i nuovi entranti non hanno la possibilità di vendere energia direttamente, non vigendo in Florida la liberalizzazione dell energia retail. Sono quindi avvantaggiate le utilities locali, che, avendo i propri clienti captive corrispondenti alla propria area di distribuzione, sono incentivati a integrarsi a monte della filiera senza inoltre correre il rischio di essere disturbati da concorrenti esterni. Ciò pertanto comporta un vincolo notevole per gli investitori non locali. 60,000 Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELL AREA FRCC, ,000 40,000 30,000 20,000 10, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC, ES&D Il Spp Il Southwest Power Pool è un area di controllo dall estensione abbastanza limitata, ma che interseca i confini di otto paesi differenti, il che implica l assenza di un indirizzo unitario in termini di deregolamentazione del mercato. Infatti, mentre New Mexico e Texas hanno avviato un processo di deregolamentazione che in quest ultimo Stato ha già condotto alla liberalizzazione totale della domanda e alla costituzione di un ISO (cfr. il paragrafo 3.10 sull ERCOT), gli altri Stati sono molto più restii ad avviare politiche di liberalizzazione, anche laddove (Arkansas, Lousiana, Oklahoma) il processo era stato avviato prima della crisi californiana. Sostanzialmente quindi anche quest area NERC è basata sul regime di contrattazione bilaterale per via negoziata. SPP è caratterizzata anche da un servizio di distribuzione molto frammentato, con molte utilities di piccole dimensioni, ma la rete di trasmissione è fortemente integrata e ben interconnessa con le aree confinanti, in particolare con l area Southern del SERC, il che la rende interessante dal punto di vista delle potenzialità di trading e di scambio di energia anche al di fuori dell area di servizio. Il parco di generazione è basato in gran parte su impianti termoelettrici a carbone (46% della capacità complessiva installata, pari a poco più di 20,000 MW, ma una quota intorno al 60% della produzione, interamente di base), mentre l apporto del nucleare è minimo (solo 1,100 MW di potenza installata). In considerazione del fatto che proprio in quest area è posto il Studi e Analisi Finanziaria 42

43 delivery point del mercato del gas e conseguentemente la rete di distribuzione gas è particolarmente sviluppata e il trasporto poco costoso (stimato in un range compreso tra 0.05 e 0.45 $/Mbtu), già parecchio sviluppata è la combustione a gas (14,500 MW, pari a un terzo della capacità impiegata), che copre la domanda intermedia e di punta. Il prezzo medio di sistema quindi dovrebbe essere abbastanza basso, all incirca sui livelli del PJM di cui del resto condivide alcune caratteristiche. Fig STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DEL SPP, % 5% 5% 2% 46% 33% 2% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Fonte: NERC, ES&D 2001 Già allo stato attuale tuttavia il parco termoelettrico di SPP fatica a soddisfare il fabbisogno di punta in estate (nel 2001, 41 GW a fronte di una domanda installata complessiva di 45 GW). E pertanto evidente la necessità di nuovi investimenti, anche a fronte di un tasso medio di crescita della domanda previsto al 2.2% annuo: già pianificati sono 7,000 MW di impianti CCGTs, che porterebbero l area a dipendere in larga parte dal gas (quasi metà della potenza installata), lasciando agli impianti ad olio combustibile e ai turbogas il soddisfacimento della punta. La curva di carico pertanto dovrebbe pertanto accentuare la forma a L tipica dei mercati maturi, accentuando il rischio di picchi di prezzo causato della volatilità della domanda di picco. Gli investitori si stanno quindi attrezzando non solo per soddisfare la domanda di base, ma anche per sfruttare i probabili elevati picchi di prezzo che anche le relativamente forti interconnessioni dovrebbero favorire. E inoltre da sottolineare che gli investimenti previsti da NERC non sembrano essere sufficienti a garantire un adeguato margine di riserva, per cui è probabile che ulteriori investimenti, presumibilmente in CCGTs, saranno necessari. Studi e Analisi Finanziaria 43

44 Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELL AREA SPP, ,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC, ES&D L Ecar L East Central Area Reliability è per dimensioni la terza area NERC, dopo il SERC e la Western Interconnections. La gestione del sistema di trasmissione è parecchio complessa, a causa di uno storico modesto coordinamento tra i sistemi elettrici operanti dalle varie utilities, i principali dei quali sono quelli di Allegheny Power e soprattutto di AEP (American Electric Power, una delle più grandi utilities del paese). L area inoltre, per la sua posizione centrale è fortemente interconnessa con i sistemi elettrici confinanti. Secondo i dati di NERC, in estate sono disponibili sulle reti di connessione complessivamente 15,200 MW per l import e 12,800 MW per l export, rendendo ECAR il cuore del mercato elettrico del MidWest. Tab. 3 - LA CAPACITÀ DI TRASPORTO SULLE RETI CONFINANTI CON ECAR REGIONE CONFINANTE MASSIMA CAPACITÀ DI TRASPORTO DURANTE IL PICCO ESTIVO (MW) IMPORT EXPORT PJM MAIN ONTARIO VACAR TVA TOTALE Fonte: NERC Sono stati avviati sforzi importanti per costituire due ISO, trasversali alle due aree confinanti di MAIN ed ECAR: il Midwest ISO principale sponsor Commonwealth Edison, operante nel sistema MAIN - che non è stato però approvato dalla FERC e l Alliance ISO, che avrebbe dovuto avere come centro del sistema la rete di AEP. A sua volta, Allegheny Power, l altra grande utility di ECAR, date le difficoltà a proseguire gli accordi con le altre utilities, ha annunciato la costituzione insieme a PJM di una nuova area di trasmissione indipendente, che si sarebbe dovuta chiamare PJM West e avrebbe permesso l applicazione del modello del PJM Market ad un area ancora più vasta di quella attuale. Tuttavia, i contrasti tra le varie utilities Studi e Analisi Finanziaria 44

45 non sono stati ancora risolti e nessuna delle ipotesi prospettate è giunta a soluzione; tuttora vige un regime di contrattazione negoziata sia sullo scambio di energia che per quanto riguarda la definizione delle tariffe di trasmissione. Anche lo stato della deregolamentazione di settore è abbastanza eterogeneo e confuso. Vi sono Stati come l Ohio e il Michigan che hanno completamente liberalizzato il settore, altri come la West Virginia che erano in un avanzato stato di liberalizzazione ma hanno rallentato recentemente a causa della crisi californiana, altri invece come l Indiana che non hanno alcuna liberalizzazione del servizio. Ciò non toglie che il mercato dell energia all ingrosso, sia spot che forward, sia fiorente, anche se non vi sono mercati elettrici centralizzati. L importanza delle transazioni è tale che Platt s si incarica di riportare su basi settimanali i prezzi a cui sono scambiati i lotti di energia. La situazione è quindi ancora molto fluida e confusa; non è al momento chiaro se il processo proseguirà in maniera decisa o se invece verrà stoppato, molto dipenderà dal successo di un eventuale futuro ISO. La struttura della generazione di ECAR è profondamente dipendente dal carbone, che è la risorsa abbondantemente disponibile in loco (i monti Allegheny sono il bacino carbonifero più importante degli Stati Uniti e uno dei principali del mondo). Il 73% della capacità installata, pari a oltre 82,000 MW, e praticamente tutta la generazione, insieme ai 7,600 MW di impianti nucleari, è fornita tramite impianti a carbone, che spesso vanno ad offrire energia anche durante i picchi di domanda. I 17,000 MW di capacità a gas sono utilizzati solo in poche ore dell anno, così come i pompaggi. Conseguenza di ciò è una curva di domanda estremamente poco flessibile, caratterizzata da prezzi mediamente molto bassi, ma ad altissimo rischio di volatilità. In caso di crisi dell offerta, di richiesta di punta particolarmente forte o di congestioni (molto frequenti), sulla rete, la volatilità del prezzo diventa estremamente forte e possono sperimentarsi picchi di prezzo sul modello californiano. E appena da ricordare infatti che la prima crisi statunitense dei prezzi a seguito della liberalizzazione degli anni 90 si è verificata proprio in quest area, quando nell estate del 1998 i prezzi all ingrosso salirono anche oltre i 7,000 $/MWh! Come tutti i mercati statunitensi, il quasi totale blocco degli investimenti nel corso degli anni 80- metà anni 90 ha considerevolmente ridotto i margini di riserva del sistema, che a fronte di un picco estivo di 102 GW nel 2001, può contare solamente su 114 GW di potenza installata. Fig STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DELL ECAR, % 3% 3% 7% 73% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Fonte: NERC ES&D 2001 Studi e Analisi Finanziaria 45

46 Gli investimenti in nuova generazione appaiono quindi assolutamente necessari, non solo a fronteggiare la crescita della domanda (stimata non altissima 1.6% annuo anche se è da ricordare che le previsioni sull andamento della domanda sull ECAR hanno sistematicamente sottostimato l andamento reale), quanto ai fini di garantire maggiore flessibilità al sistema durante la richiesta di punta. Un sistema elettrico così rigido infatti implica che le frequenti perturbazioni della domanda, o dello stato della rete, peraltro non ottimale, possano generare picchi di prezzo estremamente elevati. i nuovi operatori possono trarre profitto da questa situazione attraverso la costruzione di turbine a gas oppure di cicli termici singoli, sempre a gas, che garantiscono l entrata in servizio in tempi più rapidi dei tradizionali CCGTs. Probabilmente, solo in futuro, con l invecchiamento dell attuale parco termico a carbone (il più recente degli impianti operanti nell ECAR risale al 1985) si creerà spazio anche per i cicli termici a gas 2+1, che hanno certamente rendimenti superiori degli impianti a carbone e un minore impatto ambientale, ma non appaiono ancora del tutto competitivi in termini di costi. Estremamente importanti per quanto riguarda il loro impatto sui prezzi saranno tuttavia le scelte in termini di deregolamentazione del mercato ed eventuale costituzione di un ISO. Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELL AREA ECAR, , , ,000 80,000 MW 60,000 40,000 20, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D Il Main Il secondo mercato del Midwest statunitense è il Mid-America Interconnected Network, che confina con l ECAR, del quale condivide diverse caratteristiche. si tratta di una regione NERC meglio interconnessa alle aree confinanti di quanto siano mediamente le aree vicine, in particolar modo con ECAR. Le due regioni del Midwest hanno effettivamente portato avanti contemporaneamente le trattative per creare gli ISO regionali, di cui al paragrafo precedente, senza però essere giunti, finora, ad alcuna soluzione. Per quanto riguarda le linee di interconnessione, è da sottolineare che MAIN può essere diviso in tre subaree distinte, la rete di proprietà di Commonwealth Edison (ComEd), la principale utiilty della regione che serve l area urbana di Chicago, la subarea chiamata WUMS (Wisconsin Upper Michigan), a nord di ComEd, a la subarea ILMO (Illinois Studi e Analisi Finanziaria 46

47 Missouri), a sud. Tra le tre aree possono presentarsi colli di bottiglia nella rete. Tab. 4 - INTERCONNESSIONI TRA MAIN E LE AREE NERC CONFINANTI REGIONE CONFINANTE MASSIMA CAPACITÀ DI TRASPORTO DURANTE IL PICCO ESTIVO (MW) IMPORT EXPORT ECAR MAPP SPP ENTERGY TVA TOTALE Fonte: NERC 1. Il mercato elettrico dell area è liberalizzato, sul modello dell ECAR. Non esiste quindi mercato centralizzato, ma le transazioni all ingrosso bilaterali, sia spot che forward sul mercato OTC sono consistenti e sono quotate dal Platt s, in considerazione dell importanza del mercato (anche qui come nell ECAR siamo in presenza di una delle aree più industrializzate degli Stati Uniti, quindi il mercato è particolarmente rilevante). Solamente l Illinois tuttavia ha liberalizzato la vendita ai clienti retail, mentre i paesi confinanti sono più cauti; anche nel MAIN sarà fondamentale capire come e se verranno organizzati gli ISO; 2. La struttura del mercato della generazione è simile a quella dell ECAR, è cioè basata fondamentalmente su un parco termoelettrico a carbone, cui però si aggiunge anche una consistente quota di capacità termonucleare (oltre 14,000 MW, cioè il 22% del totale). Sommate, le due tipologie di impianti contano per il 59% della capacità installata e quindi virtualmente per tutta l energia prodotta. Come per quanto riguarda l ECAR, ciò rende il parco estremamente poco flessibile e quindi sensibile alle variazioni della domanda. Fig STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DEL MAIN, % 1% 3% 47% 2% 4% 22% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Fonte: NERC ES&D 2001 Studi e Analisi Finanziaria 47

48 3. Anche l area del MAIN, come in tutto il Midwest, nell estate del 1998 ha sperimentato la prima grave crisi del sistema elettrico statunitense negli anni 90, causato dai vincoli di rete, dalla scarsa flessibilità del parco termico dell area e dalla riduzione dei margini di riserva. Anche MAIN quindi mostra l esigenza di migliorare il soddisfacimento del fabbisogno di punta, in particolare modo attraverso steam turbines single, che operino anche poche ore all anno ma con margini estremamente elevati. Del resto, impianti CCGTs 2+1 che operino in base non sono economicamente realizzabili nell area, data la massiccia capacità di base a basso costo esistente. Le previsioni di sviluppo del parco mostrano in effetti che i nuovi progetti si orientano verso questo tipo di tecnologia, anche se, a fronte di un aumento previsto della domanda in media annua dell 1.6%, appaiono necessari ulteriori investimenti rispetto a quelli già pianificati e noti. Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELL AREA MAIN, ,000 70,000 60,000 50,000 MW 40,000 30,000 20,000 10, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D Il Mapp Il MidContinent Area Power Pool è una delle aree NERC più piccole, se si considera il solo lato statunitense e non quello che insiste sul territorio canadese, non tanto per estensione geografica quanto per capacità installata. Si tratta in effetti di un territorio in gran parte scarsamente urbanizzato, in cui l azione di elettrificazione delle zone rurali è stata condotta anche sotto l ausilio degli Stati e delle autorità federali. La gran parte dell area MAPP non prevede la deregolamentazione del mercato elettrico, che pertanto è interamente gestito dalle utilities, spesso di piccole dimensioni, che si coordinano tra loro per la gestione del servizio elettrico. Il parco termoelettrico è anche qui basato in gran parte su impianti a carbone, (quasi 18,000 MW, il 56% del totale) che insieme al nucleare (3,300 MW, l 11% del totale) coprono quasi interamente la domanda. Un sostanziale contributo è dato anche dalla produzione idroelettrica, che con quasi 3,000 MW tutti ad acqua fluente o a bacino, copre praticamente quasi tutto il resto del fabbisogno. Conseguenza della struttura del parco è un livello medio del prezzo finale di vendita molto basso (intorno ai 5 cents/kwh). Studi e Analisi Finanziaria 48

49 Fig STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DEL MAPP, % 9% 1% 10% 4% 56% 11% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Fonte: NERC ES&D 2001 In conseguenza delle caratteristiche del parco produttivo e della scarsa spinta alla liberalizzazione del settore, l ingresso di nuovi operatori nel MAPP è abbastanza difficile. I bassi costi che riducono i margini e le la struttura regolamentare classica, favorevole alle utilities locali e al concetto, fondamentalmente, di servizio pubblico, sono barriere all ingresso formidabili per i new players. Tuttavia, nuovi investimenti sono necessari, in quanto i margini di riserva del sistema sono abbastanza modesti. Ad oggi sono stati pianificati all incirca 3,000 MW di nuovi impianti, presumibilmente a gas che potrebbero andare a coprire il fabbisogno della domanda intermedia e di punta, ma appaiono necessari investimenti ulteriori pur in presenza di una crescita della domanda non particolarmente sostenuta (1.6% su base annua). NERC stessa infatti ha lanciato un allarme nel Summer Assesment del 2001 relativamente alla potenziale incapacità del MAPP di rispettare il vincolo di margine di riserva del 15% richiesta dalla NERC. Pertanto, il fabbisogno di MAPP è orientato non solo a risolvere il problema della capacità di punta (considerando la rigidità di gran parte del parco produttivo), ma anche quello di aumentare la potenza totale installata. Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELL AREA MAPP, ,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D 2001 Studi e Analisi Finanziaria 49

50 3.9 - Il Wscc Il Western Systems Coordinating Council è per estensione geografica la più grande area NERC, comprendendo infatti tutta la Western Interconnection (comprese consistenti porzioni di territorio canadese e messicano). Con circa 142 GW di potenza installata, è anche la seconda regione per dimensioni del parco termoelettrico. La sua enorme estensione territoriale tuttavia impedisce di trattarla in maniera pienamente unitaria, perché le caratteristiche geografiche e la segmentazione della rete di fatto identificano quattro subaree distinte, relativamente comunicanti l una con l altra. Le quattro aree sono: 1. il North Western Power Pool (NWPP), che comprende il NordOvest degli Stati Uniti (Stati di Washington, Oregon, Idaho, Wyoming, Montana). Quest area è caratterizzata da un parco elettrico basato in gran parte su impianti idroelettrici (il 65% del totale, 35,000 MW su una capacità complessiva di 53,000 MW), mentre la quota restante impiega prevalentemente impianti a carbone (11,000 MW, il 23% del totale). Ciò determina un funzionamento del tutto peculiare del mercato elettrico di questa subarea. Innanzitutto i prezzi finali di vendita sono i più bassi in assoluto degli Stati Uniti (sono compresi tra i 4 e i 5 cents/kwh); in secondo luogo, il NWPP sperimenta un sistematico eccesso di capacità, avendo un picco di domanda appena superiore ai 34,000 MW, ed è quindi un importante area di esportazioni verso le altre aree WSCC, in primis la California. In terzo luogo, le risorse idriche negli Stati Uniti sono gestite a livello federale da apposite autorità. Questo fattore, insieme ai bassi prezzi dell energia, disincentivano le autorità del NWPP ad avviare qualsiasi processo di deregolamentazione del mercato elettrico. Nonostante il funzionamento abbastanza peculiare di quest area, vi sono diversi progetti di sviluppo del parco elettrico, anche se motivati principalmente da ragioni ambientali. Secondo i dati NERC, nei prossimi dieci anni è prevista l installazione di circa 7,700 MW di nuovi impianti, di fatto esclusivamente CCGTs 2+1. L obiettivo delle autorità è quello di sostituire gli esistenti impianti a carbone con impianti dai rendimenti più efficienti: inoltre, alcune di queste iniziative sono proposte da operatori merchant, che intendono installare nuovi impianti per esportare energia verso la più cara California. 70,000 Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELLA SUBAREA NWPP, ,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D 2001 Studi e Analisi Finanziaria 50

51 2. La subarea che comprende Arizona, New Mexico, South Nevada. South California e parte del Texas Occidentale (AZN), che è strutturalmente l opposto rispetto al NWPP. Essa è basata su produzione termoelettrica, la cui base è costituita da carbone (36% del totale, 8,500 MW sui circa 23,000 MW complessivamente installati), e da nucleare (2,700 MW, circa il 10% del totale). Una consistente quota deriva dalla produzione idroelettrica, ma soprattutto da gas e dual fuel, che insieme totalizzano 8,600 MW totali e vanno a coprire la produzione intermedia e di punta. Il costo di produzione medio è quindi abbastanza elevato come si nota dai prezzi medi ai consumatori finali abbastanza elevati (tra i 6 e i 7 cents/kwh, ed è abbastanza prevedibile che il costo di produzione di sistema sia in gran parte guidato dal prezzo del gas, che già oggi è il combustibile impiegato dagli impianti marginali. Inoltre, AZN sta sperimentando un tasso di crescita della domanda tra i più sostenuti negli Stati Uniti, ed è previsto crescere del 3% nei prossimi dieci anni. La crescita è stata così tumultuosa e inattesa che il sistema elettrico presenta oggi margini di riserva quasi totalmente erosi. Le autorità statali dell Arizona, del New Mexico e del Nevada, hanno avviato un consistente processo di liberalizzazione, poi in parte rallentato dalla crisi californiana. L Arizona ha liberalizzato anche la vendita ai clienti finali, mentre New Mexico e Nevada l avevano prevista per il 2002 ma l hanno poi rinviata. Ad ogni modo, AZN è un area dove vige un fiorente mercato dell energia all ingrosso, con un importante punto di delivery a Palo Verde (South California). Il fabbisogno dell area, gli alti prezzi dell energia presumibilmente fortemente correlati a quelli del gas, la deregolamentazione del mercato all ingrosso con un delivery point già riconosciuto, la possibilità di esportare verso la California, sono tutti fattori che stanno favorendo la domanda di nuovi impianti. Secondo NERC, la nuova capacità già pianificata ammonta a 17,000 MW, esclusivamente, di fatto, in nuovi impianti CCGTs. Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELLA SUBAREA AZN, ,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D La subarea di minori dimensioni del WSCC è la Rocky Mountain Power (RMP), che si estende tra Colorado, West Wyoming, e West Nebraska, con una capacità installata di poco più di 9,000 MW. Il fabbisogno è in gran parte coperto da produzione a carbone (5,700 MW, pari al 63% della domanda complessivamente installata), ma hanno una discreta importanza anche la produzione idroelettrica e Studi e Analisi Finanziaria 51

52 quella a gas. L area sta sperimentando tassi di crescita sostenuti (previsto per il prossimo decennio un tasso di incremento annuo del 2.3%), che dovrebbero essere coperti quasi esclusivamente da nuova capacità a gas per circa 3,200 MW. Gli Stati compresi nell area hanno un approccio molto cauto alla liberalizzazione: nessuno di essi ha per il momento avviato alcun processo di deregolamentazione. Infine, vi è l area californiana, che tratteremo a parte (Appendice 1). Il WSCC è quindi un area estremamente eterogenea, sia dal punto di vista dell approccio al mercato, sia delle condizioni strutturali dell area, sia per quanto riguarda gli aspetti regolatori. A fronte di aree più orientate al mercato come Arizona, California, Nevada e New Mexico (almeno prima della crisi del 2000), ve ne sono altre che non hanno nessuna intenzione di avviare processo di deregolamentazione. Vi sono aree in strutturale eccesso di offerta come il NWPP, mentre altre (California e AZN) rischiano shortages di capacità. La distribuzione dei prezzi è abbastanza dispersa; nell area del NWPP si trovano i prezzi minimi degli Stati Uniti, mentre in California i prezzi sono tra i più alti del Paese. L estensione del territorio e l orografia del territorio in larga parte desertico, in parte montagnoso- è tale da rendere oggettivamente difficoltosa la magliatura della rete di trasmissione, che è spesso insufficiente. Dal punto di vista di un investitore, comunque, vi sono ampi margini per investimenti in nuova capacità soprattutto a gas; l eccesso di capacità del NWPP è infatti estremamente stagionale, essendo basato su produzione idroelettrica, e difficilmente trasferibile, date le lunghe distanze e i limite della rete: di fatto, può alleviare la situazione solo della California del Nord. Il WSCC ha quindi necessità sia di nuovi impianti, sia nelle subaree della California e dell AZN, con prospettive di buoni margini, sia di importanti investimenti nelle reti di trasmissione, come ampiamente sottolineato dal Summer Assessment 2001 di NERC. Effettivamente, sono state avanzate proposte per nuovi impianti pari a oltre 63,000 MW, che se effettuate tutte eccederebbero ampiamente il fabbisogno dell area. E appena da sottolineare che tali richieste non sono state rallentate dalla crisi californiana 20. Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELL AREA WSCC, , , , ,000 50, MW Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D E forse da sottolineare che picchi di prezzo elevati non vanno a danno dei produttori, né dei rivenditori di energia elettrica all ingrosso: questi infatti ottengono ricavi più elevati. Gli effetti negativi delle crisi di prezzo in ultima analisi ricadono sui consumatori finali e sui distributori, se subiscono un qualche vincolo regolatorio sulle tariffe. Studi e Analisi Finanziaria 52

53 L Ercot L area di controllo di ERCOT coincide con la Texas Interconnection, che copre praticamente tutto il territorio dell omonimo Stato. La rete texana è del tutto isolata dagli altri due macro sistemi statunitensi, in quanto i tre utilizzano standard differenti. La rete, di proprietà di diverse utility è gestita dall ERCOT ISO, che detiene le seguenti funzioni: - gestisce la programmazione delle risorse e il loro dispacciamento; - definisce gli standard di affidabilità del sistema; - stabilisce il fabbisogno di riserve e di servizi ancillari e invita le offerte da parte degli operatori, attraverso un asta non obbligatoria, - ha attivato dal gennaio 2002 un mercato per lo scambio di prodotti derivati relativi alle congestioni di sistema; - non definisce invece alcuna tariffa di trasmissione, che sono stabilite dalle singole utilities, né prezzi per le transazioni di energia. Dal gennaio 2002 ERCOT è un mercato compiutamente liberalizzato, ma non è stata previsto la costituzione di un mercato organizzato per le transazioni spot e forward di energia, che avvengono esclusivamente sui mercati OTC. La liquidità del mercato è garantita dalla presenza di numerosi trader (il Texas è lo Stato di origine di alcuni dei principali operatori come Dynegy, Williams e la defunta Enron, nati da compagnie petrolifere o distributori di gas), la trasparenza dai price reporter che quotano i prezzi in diversi delivery points. 21 In sostanza l ERCOT è un ISO leggero, le cui competenze sono una via di mezzo tra i modelli prevalenti sulla costa est degli Stati Uniti (che ricordano maggiormente i Gestori delle Reti europee) e la contrattazione negoziata per via bilaterale propria delle altre aree NERC. Fig MAPPA DELL ERCOT Fonte: ERCOT 21 La differenza tra i prezzi nei vari punti di consegna prezza implicitamente le congestioni di rete e permette lo scambio dei prodotti derivati a loro copertura. Studi e Analisi Finanziaria 53

54 Dal punto di vista della struttura dell offerta, il 55% dei quasi 70,000 MW di impianti operanti sull ERCOT utilizzano come combustibile il gas naturale, di cui il Texas del resto è uno dei principali luoghi di estrazione negli USA. La domanda di base tuttavia è soddisfatta in gran parte dai 20,000 MW di produzione da carbone (15,190 MW) e nucleare (4,800 MW), per cui gli impianti a gas sono utilizzati per la copertura della domanda intermedia e di punta. 22 Essendo disponibili solo da poco tempo i dati pubblici di prezzo all ingrosso dell energia, non è possibile definire la presenza di una correlazione dei prezzi tra gas ed energia, ma è ragionevole assumere che il gas sia in grandissima parte il driver principale dei prezzi e che lo spark spread possa essere discreto, considerando la media dei prezzi finali all utenza (livello simile a quello della Pennsylvania). Ancora più importante è sottolineare il fatto che la domanda di energia elettrica è prevista crescere a tassi estremamente sostenuti (3% annuo nel prossimo decennio); considerando che il Texas è già lo Stato con il più alto consumo di elettricità del Paese, lo sforzo in termini di investimenti per mantenere il livello minimo di margine di sicurezza richiesto dalla FERC (15%) dovrà essere sostenuto. Appare ancora presto per stabilire se ERCOT potrà essere un mercato più profittevole per gli impianti di base o per impianti di punta che possano sfruttare gli spikes di prezzo. Tuttavia, l aumento della richiesta di picco di quasi 18,000 MW (da 56,800 MW del 2001 a 74,000 MW nel 2010) comporta che ben difficilmente anche nuovi investimenti in CCGTs non saranno redditizi. Secondo NERC, sono già stati pianificati nuovi impianti a gas per oltre 12,000 MW, ma è presumibile che altri ne verranno proposti. ERCOT appare quindi un mercato da monitorare attentamente nel corso del 2002, al fine di comprenderne le dinamiche e conseguentemente la direzione ottimale degli investimenti. Fig STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DELL ERCOT, % 0% 14% 1% 22% 7% 55% Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Fonte: NERC ES&D Da sottolineare i quasi 20,000 MW di turbine a ciclo semplice o turbogas, che vengono impiegate quasi esclusivamente per la copertura dei picchi. Studi e Analisi Finanziaria 54

55 Fig EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELL ERCOT, ,000 80,000 70,000 60,000 50,000 MW 40,000 30,000 20,000 10, Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand Fonte: NERC ES&D 2001 Studi e Analisi Finanziaria 55

56 Capitolo 4 - I players: utilities, IPPs, Energy merchants Gli operatori attualmente presenti sul mercato elettrico statunitense possono essere raggruppati in tre grandi gruppi: 1. le utilities, ossia le società con obbligo di servizio su un area predefinita. Le utilities possono essere a loro volta suddivise in Investor Owned Utilities (IOU), a proprietà e capitale privato, Federal Utilities, Public Utilities e Cooperatives. 23 Le IOUs sono, in tutti gli Stati Uniti 239 e, per la maggior parte dei casi, si tratta di imprese integrate in tutte le fasi della filiera (140 soggetti, tra cui tutte le più grandi). Vi sono comunque anche soggetti operanti solo in parti della filiera; la maggior parte di queste (40) opera solo nella generazione e nella distribuzione, senza cioè possedere linee elettriche in alta tensione. Le IOUs sono la spina dorsale del sistema elettrico statunitense. Detengono il 73% delle linee di trasmissione, e, per quanto riguarda la vendita di energia, dei 7,168 TWh scambiati nel 2000 sul mercato elettrico statunitense, le IOUs sono responsabili del 47% delle transazioni globali, anche se maggiormente concentrate nella vendita ai clienti finali (dove hanno una quota del 72%), mentre minore è la loro quota nel trading puro dove hanno solamente il 20% del mercato 24. Le IOUs sono relativamente concentrate, in quanto le 20 aziende più grandi provvedono al 43% dell energia da esse venduta. 2. Gli Independent Power Producers (IPPs) sono quegli operatori che sono attivi unicamente nella generazione: essi non hanno un obbligo di servizio, ma non sono vincolati alla fornitura in una determinata area geografica. Possono vendere energia all ingrosso su tutto il territorio nazionale, mentre la vendita ai clienti finali è loro ammessa solo negli Stati ove sia stata liberalizzata la domanda. Essi vendono energia in due modi: o attraverso contratti a lungo termine (PPA, Power Purchasing Agreement) sulla base di tariffe predefinite se rientrano nel perimetro del PURPA, altrimenti contrattate tra le parti, oppure spot, sui mercati centralizzati o via OTC. Sono infine i grandi protagonisti del processo di disinvestimento degli impianti, che hanno acquistato dalle utilities (l ammontare complessivo è stato stimato in circa 90 GW solo nel periodo , anche se circa 55 GW sono in realtà cessioni effettuate da utilities a loro sussidiarie specializzate nella generazione). 3. I powermarketers, o Energy Merchants, sono intermediari che movimentano fisicamente energia (power e/o gas) lungo delle reti di trasporto al fine di consegnarla a produttori e/o consumatori all ingrosso e che gestiscono finanziariamente il rischio associato a tale business. Si tratta quindi di attori che uniscono attività di natura industriale con attività più proprie del mondo della finanza 25, con l obiettivo di servire in maniera globale i propri clienti, che difficilmente sono utenti retail è più frequentemente utilities o grandi consumatori. La natura del business porta queste imprese a gestire fisicamente assets (impianti elettrici o impianti della rete gas, o anche impianti di trasformazione petrolifera) oppure ad assumere posizioni finanziarie, in base alla natura del cliente da servire, al modello di attività che prediligono intraprendere, alla convenienza economica relativa delle diverse opzioni. Sono i veri nuovi attori del mercato energetico, non solo statunitense, e hanno 23 In questo studio ci occuperemo solo delle IOUs 24 E però da sottolineare che diversi powermarketers altro non sono che divisioni di trading di utilities 25 Il che li differenzia profondamente dai trading desk sulle commodities delle banche di investimento. Studi e Analisi Finanziaria 56

57 profondamente contribuito a rendere maggiormente liquidi gli scambi, sia dal punto di vista fisico che finanziario. Negli Stati Uniti la FERC ne ha censiti 850, ma solo 160 di essi sono riusciti effettivamente a consegnare energia nel corso del Il loro bilancio è chiaramente da ribaltare rispetto alle IOUs: essi estraggono i loro ricavi principalmente dalle attività di trading sul mercato all ingrosso, che conta quasi per il 70% dell energia da essi complessivamente venduta, mentre molto minore è il loro volume di vendita agli utenti finali. L industria degli energy merchants è molto concentrata: al 2000, l 88% delle transazioni era infatti gestita dai primi 20 operatori. Fig VENDITA AI CONSUMATORI FINALI PER CLASSI DI FORNITORI, % 2% 74% IOUs Powermarketers Others Fonte: EIA Fig VENDITE SUL MERCATO ALL INGROSSO PER CLASSI DI FORNITORI, % 24% 55% IOUs Powermarketers Others Fonte: EIA Studi e Analisi Finanziaria 57

58 Tab. 5 - LE PRIME 20 UTILITIES OPERANTI NEGLI STATI UNITI, ANNO 2000 Nome utility Generazione netta MWh Trading totale MWh Vendita ai consumatori finali MWh Vendita resale MWh Vendita Powermarket er MWh Ricavi totali ('000 $) Commonwealth Edison Co 99,683, ,773,591 83,500,597 15,419,076 4,068,211 6,847,947 TXU Electric Co 94,574, ,038,873 95,927,336 2,495, ,045 6,206,501 Florida Power & Light Co 76,839,241 94,070,243 84,450,082 2,120,101 1,496,319 6,057,492 PacifiCorp 57,544,664 87,330,017 46,605,155 25,032,336 11,283,162 3,230,018 Duke Energy Corp 81,869,260 86,719,235 74,109,763 6,529, ,799 4,634,805 Virginia Electric & Power Co 62,269,185 83,073,914 65,826,104 9,742,110-4,510,603 Georgia Power Co 69,328,069 81,518,439 70,972,000 6,537, ,397 4,452,311 Southern California Edison Co 32,383,136 79,032,570 67,206, ,800 1,600 7,331,355 Pacific Gas & Electric Co 33,834,631 78,883,826 70,186, ,336 76,803 7,229,071 Reliant Energy HL&P 60,496,311 75,285,852 69,374,552 2,732,346-4,483,127 Alabama Power Co 62,794,354 70,389,885 50,157,204 16,971, ,651 3,385,473 PECO Energy Co 42,054,432 66,789,995 23,593,639 26,571,644 15,237,144 4,095,184 Detroit Edison Co 52,499,750 59,376,057 49,822,240 5,702,235-4,001,758 Carolina Power & Light Co 51,665,192 56,797,612 40,217,290 13,272,154 1,269,717 3,158,368 PPL Electric Utilities Corp 39,470,951 56,550,265 23,397, ,788 30,760,598 3,650,996 PSI Energy Inc 32,275,666 56,366,387 26,100,392 10,239,019 18,732,320 2,135,707 Ohio Power Co 46,933,555 53,378,937 31,982,889 18,869,866-2,048,522 Public Service Electric&Gas Co 34,568,422 53,012,299 40,289,444 1,609,558 8,102,062 4,322,799 Cincinnati Gas & Electric Co 27,112,651 48,722,109 20,070,826 11,419,890 16,146,827 2,120,386 Northern States Power Co 33,724,560 46,122,679 31,645,688 11,794,258-2,266,542 Fonte: EIA Studi e Analisi Finanziaria 58

59 Tab. 6 - I PRIMI 20 POWERMARKETER OPERANTI NEGLI STATI UNITI, ANNO 2000 Nome utility Trading totale MWh Vendita ai consumatori finali MWh Vendita resale MWh Vendita Powermarket er MWh Ricavi totali ('000 $) Enron Power Marketing Inc 376,497, ,892 74,476, ,058,106 13,080,613 Aquila Energy Marketing Corp 236,535,497-33,136, ,256,548 7,957,016 Southern Co Energy Mktg LP 211,129,535-31,319, ,721,908 6,801,690 PG&E Energy Trading-Power LP 140,749,928-72,929,764 67,820,164 4,469,510 Avista Energy Inc 123,716,182 2,460, ,255,266 4,126,251 Duke Energy Tradg&Marketg LLC 108,797, ,725 34,183,221 74,504,919 15,513,319 Reliant Energy Services Inc 104,836,670-16,138,459 88,682,948 3,737,367 Williams Energy Mktg&Trdg Co 89,328,805-43,195,837 46,132,968 3,319,964 Citizens Power Sales LLC 84,913,036-21,757,505 63,155,531 2,626,067 Constellation Power Source Inc 69,787,986-22,543,810 46,213,490 2,306,995 El Paso Power Services Co 67,944, ,645,589 1,934,664 Dynegy Marketing & Trade Inc 66,622,225-1,632,768 64,989,457 2,074,170 Statoil Energy Trading Inc 66,346,954-66,346,954-2,109,101 Tractebel Energy Marketing Inc 61,440,747-61,440,747-2,190,061 Entergy Power Marketing Corp 49,927, ,927,974 1,811,563 LG&E Energy Marketing Inc 27,447,751-25,576,116 1,307,264 1,064,319 Edison Mission Mktg & Trdg Inc 25,170,252-14,020,384 11,149, ,133 Select Energy 23,924,290 2,347,612 19,469,492 2,107, ,661 PacifiCorp Power Marketing Inc 21,063,620-4,076,874 16,986, ,924 Sempra Energy Trading Corp 19,348,655-7,287,960 12,059, ,847 Fonte: EIA La liberalizzazione del mercato all ingrosso e il suo rapido sviluppo, che ha raggiunto già un valore complessivo stimato in circa 70 miliardi di dollari e che secondo alcuni analisti ha un potenziale nell ordine dei miliardi di dollari nei soli Stati Uniti, comporta opportunità e rischi. Da un lato infatti sorgono nuove opportunità di business e la possibilità di espandersi in settori lucrativi uscendo dalla logica del mero servizio pubblico; dall altro lato la perdita dell ombrello regolatorio comporta sfide competitive e Studi e Analisi Finanziaria 59

60 maggiore incertezza sui volumi e sui prezzi di vendita e quindi maggiore rischio 26. Ciò ha comportato la nascita di nuovi player e lo sviluppo di strategie di business differenziate anche da parte degli incumbents al fine di affrontare il nuovo ambiente competitivo. Senza la pretesa di essere esaustivi e ovviamente tenendo conto del fatto che i casi reali combinano più modelli, si cercherà di identificare i principali modelli di business, le loro tipicità e rischi I modelli di business presenti nel mercato L osservazione delle strategie avviate dalle utilities per fronteggiare il nuovo ambiente competitivo permette di identificare quattro modelli di business: 1. il primo tipo di strategia comporta la divisione dei business secondo le fasi della filiera, suddividendo la società precedentemente integrata sulla base delle attività sottoposte a regolamentazione (distribuzione) e attività sottoposte a pressione competitiva (generazione e trading sul mercato all ingrosso). Si tratta del modello forse più comune (applicato tra gli altri da Reliant Energy), che comporta la creazione di due società radicalmente distinte, l una strettamente regolata e sottoposta a ricavi certi ma presumibilmente con rendimenti non elevatissimi, mentre le altre sono sottoposte ai rischi di prezzo e di volumi che sono tipici degli IPPs o dei powermarketers (vedi punti 3 e 4), ma che possono ottenere rendimenti elevati. Generalmente, un utility che segue questo modello di business si trasforma in una holding che controlla svariate sussidiarie, una per la gestione della distribuzione, una per il trading, e una o più per la gestione degli assets, a seconda della scelta presa per la gestione dei rischi per la vendita dell energia prodotta (vedi punto 3). All interno di queste holding sono quindi presenti gli estremi del business elettrico in contesto deregolato. 2. Un secondo esempio è dato dalle società che cercano di massimizzare i ricavi derivanti dai propri assets di generazione sulla base di un determinato profilo di domanda o su una base di consumatori finali già esistente (come la texana TXU o come Duke Energy). A tal fine, il trading è orientato da un lato verso la minimizzazione dei costi operativi, ossia dell approvvigionamento di combustibile, dall altro, per quanto riguarda i ricavi dall output, l obiettivo è di garantirli il più possibile attraverso contratti a lungo termine in gran parte con i distributori, lasciando un ruolo residuale alla parte di trading. Questo comportamento è chiamato in gergo Generation Trading (o gentrading), perché è basato fortemente sugli assets fisici a disposizione ed è attuato, seppure in forme diverse e meno marcate, anche dai trader puri. Questi operatori hanno un comportamento tipicamente stagionale sui mercati all ingrosso, cercando di essere leggermente lunghi di capacità durante la stagione di picco della domanda, e leggermente corti durante la stagione di domanda bassa, in modo da massimizzare i ricavi dall output durante i periodi di picco, e minimizzare i costi dell input durante il periodo off-peak. Sostanzialmente si tratta di un modello di utility integrata, adattato parzialmente alle esigenze del mercato libero: il suo rischio è tipicamente medio, intermedio tra quello estremamente basso dei puri distributori e quello molto più elevato dei merchant o degli IPPs. Questo modello è replicato molto spesso anche dalle grandi utilities integrate europee (Enel, E.On, RWE, EdF, Endesa, Tractebel che è già attiva anche negli Stati Uniti). 26 Ciò si riflette in un generalizzato peggioramento del merito di credito delle utilities statunitensi, che hanno un rating mediano di BBB, contro il AA loro assegnato prima dell avvio della liberalizzazione. Studi e Analisi Finanziaria 60

61 3. Il terzo modello di business è quello degli IPPs puri (negli Stati Uniti possono essere portati come esempi NRG, Calpine, AES). Questi soggetti sono generatori puri, specializzati nella vendita di energia all ingrosso. Pertanto sono sottoposti a diversi tipi di rischi: la volatilità dei prezzi degli input, la volatilità da domanda e stagionalità tipica dei mercati elettrici, con tutte le specificità regionali discusse nel capitolo 3, il rischio volume e quindi della sottoutilizzazione dell impianto. Si tratta quindi di business ad alto rischio, nel 2001 sottoposto a forti pressioni negli USA a causa del calo generalizzato dei prezzi dell elettricità e dal rallentamento della liberalizzazione a seguito della crisi californiana. Gli IPPs tuttavia, pur avendo divisioni di trading, non sono powermarketers: il loro obiettivo è principalmente quello di remunerare l investimento effettuato, vendendo elettricità. A tal fine, gli IPPs statunitensi mettono in pratica le seguenti strategie: Vendere energia il più possibile sulla base di contratti a lungo termine oppure tolling agreements 27, in modo da bloccare contemporaneamente la fornitura degli input e la vendita dell elettricità (ring fencing). Diversificare il portafoglio di impianti, su base geografica e lungo la curva di domanda. La diversificazione geografica permette di ridurre il rischio insito nell eccessiva concentrazione su un mercato, cercando inoltre di trarre profitto dalle specificità dei mercati locali. Ad esempio, in mercati come l AZN o il NEPool può essere efficiente avere domanda di base (attraverso la costruzione di nuovi CCGTs o l acquisto di impianti disinvestiti da utilities locali), mentre sul PJM o sull ECAR è più efficiente avere impianti di punta. In quest ottica, è relativamente poco importante se il mercato locale sia deregolato o meno, in quanto questo impatta più che altro sulla vendita ai clienti finali; più importante è l analisi della struttura del mercato e delle sue prospettive. Un altra strategia è quella di costruire un portafoglio di impianti di base, intermedi e di punta sullo stesso mercato, in modo da utilizzare strategie di massimizzazione congiunta degli impianti. Ai fini della minimizzazione del rischio tuttavia, non è detto che sia efficiente per un IPP operante sull intero territorio statunitense inglobare tutti gli assets fisici sotto la stessa società. La leva finanziaria su un portafoglio di impianti potrebbe essere infatti minore che sul singolo asset; inoltre, ripartire gli assets tra più società (Special Purpose Vehicles), opportunamente equilibrate, permette di confinare il rischio di default del singolo investimento senza danneggiare più di tanto la stabilità finanziaria della società madre. La scelta comunque dipende dalla politica finanziaria adottata da ciascun IPP. 4. L ultimo modello di business è quello degli energy merchant Questi nascono nel corso degli anni 90, o come spin-off di IOUs, o, più frequentemente, dall espansione nel mercato elettrico avviata da operatori del settore idrocarburi (gas e petrolio) dove da tempo il mercato è liberalizzato (ne sono esempi Dynegy, sussidiaria di Chevron Texaco, Williams e la stessa Enron, in origine puri distributori di gas, Sempra Energy, sussidiaria di una compagnia petrolifera indipendente e Aquila Energy, sussidiaria di una utilitiy). L attività degli energy merchant è quella tipica delle attività di intermediazione che punta a servire in maniera complessiva il cliente 27 Sono chiamati tolling agreements quei contratti stipulati tra un generatore e una controparte, la quale si occupa di ritirare l energia prodotta e di fornire il combustibile all impianto sulla base di quantità, prezzi e condizioni predeterminate nel contratto. In questo modo il rischio di prezzo è trasferito al toller, (normalmente un soggetto dotato di una base clienti e in grado di gestire il rischio approvvigionamento), mentre l IPPs si occupa della gestione operativa dell impianto. Studi e Analisi Finanziaria 61

62 finale, garantendo sia la fornitura del bene richiesto (petrolio e derivati, gas, elettricità), sia gestendo il rischio di approvvigionamento e di prezzo al posto del cliente stesso, previa adeguata remunerazione. Conseguentemente, gli energy merchant hanno una doppia natura di operatori nel campo dell energia che operatori finanziari. Gestiscono posizioni fisiche (assets o posizioni contrattuali acquisto il bene prodotto da altri) in modo da gestire il rischio approvvigionamento, integrando fisicamente o per via contrattuali i mercati degli input (idrocarburi) e dell output (elettricità); e insieme, gestiscono il rischio di prezzo per conto del cliente, con opportune pratiche di risk management. La doppia natura degli energy merchant è ancora più chiara se si vanno ad analizzare come essi operano sui mercati al fine di estrarre profitti dalle loro attività. Essi infatti si basano sulla fornitura fisica del bene ai loro clienti e sulla forte presenza sui mercati all ingrosso dell energia per estrarre margini tramite: Arbitraggio, ossia profitto privo di rischio tramite lo sfruttamento di asimmetrie informative di natura industriale (congestioni di rete, fuori servizio di centrali, forte fabbisogno della domanda 28 ) o regolamentare (ossia le differenze di normativa nelle diverse aree degli Stati Uniti); Speculazione vera e propria, ossia profitto con rischio derivante dalla view di certe situazioni di mercato 29, tendenzialmente effettuata sui mercati spot (Borse); Vendita di prodotti strutturati, ossia di combinazione di prodotti fisici e finanziari venduti a premio rispetto ai singoli contratti, in quanto garantiscono al cliente la doppia copertura del rischio 30. Inoltre, il trasferimento del rischio dal cliente all intermediario determina la dotazione di strumenti, metodi e risorse per la gestione del rischio estremamente sofisticati. I mercati delle commodities hanno caratteristiche tali da rendere la gestione del rischio molto più 28 Esempi di arbitraggio industriale è dato dalla creazione di posizioni lunghe sui mercati che hanno fabbisogno di domanda di base e presentano uno spark spread tale da garantire la redditività di forniture a lungo termine. Possedere un impianto di base, o avere disponibilità a medio lungo termine di energia prodotta da altri da consegnare su questo mercato garantisce ricavi certi. 29 Un esempio di utilizzo speculativo addirittura di assets fisici è dato dall impiego di impianti di punta, da utilizzare in maniera strategica sui mercati più volatili, quando si presume che vi sarà un picco di prezzo. Il loro utilizzo è simile all esercizio di un opzione reale, da esercitare quando nel mercato locale in cui è collocato l impianto si verificano picchi di prezzo tali da superare i costi complessivi di esercizio dell impianto stesso. In questi casi diviene conveniente mettere in esercizio l impianto, ed ottenere così un margine sulle attività. 30 Sono esempi di contratti strutturati: - Tolling, ossia un contratto attraverso il quale un produttore trasferisce il rischio di mercato di una centrale al merchant, trattenendo solo il rischio operativo. Il merchant paga al detentore dell assett un affitto per l utilizzo della centrale acquisendo così una posizione lunga sullo spark spread - Load following: l energy merchant fornisce al cliente finale la propria curva istantanea di prelievo facendosi carico del rischio volume dell utilizzatore. Tale servizio può essere fornito grazie alla integrazione tra le posizioni fisiche in asset e di trading sui mercati a breve. - Generation Insurance l energy merchant si impegna a vendere al generatore una certa quantità di potenza, a premio, entro un certa data per immunizzare la centrale da eventuali fuori servizio non programmati - Prodotti bundled ; si tratta di pprodotti integrati fisico-finanziaria (consegna fisica più copertura rischio di prezzo attraverso opzioni, swap, collar, basket contracts Studi e Analisi Finanziaria 62

63 complessa che quella di prodotti finanziari tradizionali come cambi e tassi; ciò nonostante, l utilizzo del mark to market accounting, del VAR e dell analisi della volatilità sono entrati ormai nel gergo comune dei mercati energetici e sono ormai riconosciuti come accorgimenti necessari per evitare eccessive esposizioni al rischio. Il mercato elettrico inoltre, sia per alcune caratteristiche specifiche, sia per la sua novità 31, è particolarmente rischioso. Il difficile controllo della volatilità dei mercati delle commodities energetiche porta gli energy merchants, in maniera quasi naturale, a trovare strumenti di copertura fisica ( iron hedge ), sui due lati dello spark spread. Gli energy merchants, dopo il boom della metà degli anni 90, sono al momento sotto pressione a seguito del collasso di Enron e quindi della generale preoccupazione degli operatori finanziari relativamente alla solidità del business, e a causa di un generalizzato calo dei profitti nel mercato elettrico statunitense, dovuto alla riduzione dei prezzi dell energia elettrica nel corso del Ciò ha determinato la messa sotto osservazione di molti operatori da parte delle società di rating, che nel corso del 2001 hanno in media abbassato il merito di credito di questi operatori. In realtà, l industria degli Energy Merchant ha rappresentato in questi anni un esempio di nuovo business, che ha portato alla nascita di attività difficilmente classificabili nei vecchi confini del trading di commodities piuttosto che delle attività finanziarie prima. Il collasso di Enron, come vedremo nell Appendice 2, evidenzia innanzitutto la presenza di una lunga serie di pratiche illeciti più che il fallimento di questo tipo di business; è indubitabile che ciò è stata facilitata dal fatto che gli energy merchant hanno caratteristiche di assoluta novità, e quindi le autorità di regolamentazione si sono trovate in ritardo a identificare, soprattutto, corrette pratiche di accounting. E presumibile che la reazione delle autorità e dei mercati implicherà una più stretta regolamentazione di queste attività, un certo consolidamento dell industria e maggiore prudenza gestionale. Ad essere favoriti dovrebbero essere gli operatori: dotati di maggiore capacità di gestione del rischio, il che, in presenza di mercati ancora molto immaturi, dovrebbe favorire gli operatori che possiedono assets fisici sui diversi mercati che integrino la catena input-output della produzione elettrica; gli operatori dotati di maggiore trasparenza contabile, e quindi in grado di affrontare le prevedibili restrizioni regolamentari e la maggiore richiesta di trasparenza da parte dei mercati che nel prossimo futuro che diventa sempre più cruciale per i soggetti operanti nel mercato delle commodities. 31 Il mercato è ancora poco profondo, le posizioni superiori ai due anni non essendo praticamente scambiate: la curva di duration è quindi molto breve, il che aumenta l esposizione al rischio. Studi e Analisi Finanziaria 63

64 Tab. 7 - RATING DI ALCUNI IMPORTANTI OPERATORI STATUNITENSI DEL MERCATO ELETTRICO, FEBBRAIO 2002 Società Modello Business Rating Watch AEP Utility integrata A- Stable AES IPP BB Negative Allegheny Energy Utility integrata BBB+ Stable Aquila Energy Energy Merchant BBB Stable Calpine IPP BB+ Stable Dominion resources Utility BBB+ Stable Duke Energy Utility Energy Merchant A+ Stable Dynegy Energy Merchant BBB+ Negative Edison Mission Energy Merchant BBB- Stable El Paso Utility Energy Merchant BBB+ Stable Entergy Koch Utility Energy Merchant A Stable Mirant IPP BBB- Stable NRG IPP BBB- Stable PG&E National Energy Utility integrata BBB Stable Reliant Energy IPP Energy Merchant BBB+ Negative TXU Utility Energy Merchant BBB+ Stable Williams Energy Energy Merchant BBB+ stable Fonte: Standard and Poor s Studi e Analisi Finanziaria 64

65 Capitolo 5 - Casi studio In questo capitolo viene affrontata la descrizione di alcune società che rappresentano esempi concreti delle tipologie di business descritte nel capitolo 4. Le società che vengono descritte sono Entergy per quanto riguarda le utilities integrate, Duke Energy per le utilities che operano come gentrader, Calpine per gli IPPs e Dynegy Corp., per quanto riguarda gli energy merchant Le utilities integrate: Entergy Entergy è per molti aspetti la classica utility integrata statunitense. Essa è costituita da una holding, una delle 15 rimaste in tutti gli Stati Uniti a seguito del PUHCA, e da cinque utilities integrate con obbligo di servizio pubblico, operanti tutte nella subarea del SERC che porta lo stesso nome di Entergy 32. L area servita da Entergy è abbastanza ampia: la società gestisce circa 26,000 km di linee di trasmissione, serve oltre 2.6 milioni di clienti finali e gestisce oltre 27,000 MW di impianti, principalmente a gas, a carbone e termonucleari. Inoltre tutta l area SERC, e quindi anche il territorio servito da Entergy, non è deregolata, anche se, come in tutti gli Stati Uniti, lo è il mercato all ingrosso il Platt s quota infatti un Entergy Hub sulle proprie pubblicazioni statunitensi. I consumatori finali non hanno pertanto la possibilità di scegliere il fornitore, e sono quindi un mercato captive di Entergy. Fig CAPACITÀ DEGLI IMPIANTI DI GENERAZIONE DI ENTERGY PER COMBUSTIBILE, , , ,643 9,504 coal nuke gas hydro dualfuel oil Fonte: NERC Entergy quindi ha la gran parte del proprio business operante secondo i principi tradizionali del sistema elettrico statunitense. Tuttavia ha sviluppato una nuova area di business, attraverso l acquisizione di uno dei maggiori trader di commodities statunitensi, la Koch. Il nuovo soggetto, EntergyKoch Trading, è un trader integrato in tutte le commodities (gas, petrolio, elettricità, ma anche metalli) ed opera sia sul mercato statunitense che in quello europeo. Per quanto riguarda in particolare il mercato elettrico, EntergyKoch può basarsi sull ampio ed equilibrato parco termoelettrico che 32 Le cinque utilities sono Entergy Arkansas, Entergy Mississippi, Entergy Lousiana, Entergy New Orleans ed Entergy Texas. Studi e Analisi Finanziaria 65

66 gestisce nel mercato americano 33. Entergy intende applicare la medesima strategia anche sul mercato europeo, dove intende sta cercando di costruire alcuni impianti in vari paesi europei, con cui applicare strategie di iron hedge rispetto alle posizioni assunte dalla società di trading. Il business caratteristico di Entergy presenta quindi, per la gran parte, caratteristiche di bassa rischiosità, in quanto è basato su attività verticalmente integrate in mercati non deregolati. Anche l espansione nelle attività di trading è stata compiuta con cautela, scegliendo un partner di grande esperienza e fondando l attività sugli assets fisici, come dimostra il rating di EntergyKoch (A), veramente alto per una società di trading: caratteristiche di maggiore rischiosità presenta invece l investimento in Europa, dove la base di assets è ancora da costruire. Chiaramente, questo modello di business presenta come massima incognita la liberalizzazione della vendita ai consumatori finali, che potrebbe far perdere parte del mercato captive alle attività ora regolate Un esempio di gentrader: Duke Energy Duke Energy è un buon esempio di una utility tradizionale che si è evoluta in modo da sfruttare le opportunità garantitele dalla liberalizzazione del mercato all ingrosso, impiegando e accrescendo il proprio parco di generazione e i servizi ad essi collegati facendo leva sulla propria base di clienti e/o il profilo di domanda da servire. Duke Energy ha il suo core business come utility integrata classica (chiamata Duke Power), con base in North Carolina (area SERC), dove serve oltre due milioni di clienti, possiede le linee di trasmissione e circa 19,700 MW di impianti di generazione. Quest ultimo è estremamente equilibrato, in quanto la domanda di base è garantita dalla produzione nucleare (7,000 MW di capacità, quasi il 50% della produzione) e a carbone (8,300 MW), mentre la domanda di punta è garantita da 2,600 MW idroelettrici, di cui 1,670 proveniente da impianti di pompaggio, nonché da circa 1,800 MW di impianti dual fuel. Fig CAPACITÀ DEGLI IMPIANTI DI DUKE POWER PER COMBUSTIBILE, ,590 1,784 8,299 6,996 Coal Nuke Dual fuel Hydro Fonte: Duke Power 33 La domanda di base è garantita dagli impianti nucleari e a carbone, che assommano più di 11,000 MW, mentre la produzione intermedia e di punta è fornita dagli impianti dual fuel e a gas, che complessivamente riguardano altri 15,500 MW di capacità. Studi e Analisi Finanziaria 66

67 Sulla base di questo business ancora totalmente regolato, non essendo liberalizzata la domanda nella regione SERC, Duke Energy ha cominciato a sviluppare anche le operazioni sul mercato all ingrosso, aprendo una serie di sussidiarie controllate al 100%, le principali delle quali operano come IPP (Duke Energy North America DENA) e come trader su tutti i mercati delle commodities energetiche (Duke Energy Merchan DEM). Per quanto riguarda DENA, attualmente sono già operativi oltre 6,600 MW di impianti, mentre altri 6,400 MW sono in costruzione. 34 La strategia di sviluppo dell IPP sussidiario di Duke Energy è semplice e interessante, in quanto basata sulla focalizzazione sui mercati regionali in base al tipo di domanda da essi espressa. Ciò ha portato DENA a costruire ben 1,280 MW di picco nel Midwest, dove la rigidità della domanda e la scarsità di capacità di punta erano stati due tra i fattori che avevano contribuito alla crisi energetica del 1998; nel Sud Est regione confinante con l area di distribuzione di Duke, il che facilita il gentrading in quanto è un area integrabile con il parco di generazione di Duke Power - e in California sono stati privilegiati impianti di base a gas, data la necessità di questo tipo di capacità. Infine DENA è entrata nel NordEst con impianti in grado di sfruttare i prezzi elevati dell energia. Tab. 8 - IMPIANTI ESISTENTI E IN COSTRUZIONE DA PARTE DI DENA (2002) Impianti esistenti Under construction 4 North east Midwest Midwest 1260 South Eastern 870 South Eastern 1860 WSCC WSCC di cui 980 MW CCGT, il resto impianti da inceneritori di rifiuti 2 di cui 1,280 MW impianti a gas di picco (1+1) 3 di cui 2,470 MW attualmente fermi per repowering 4 tutti gli impianti attualmente in costruzione sono CCGT di base (2+1) Fonte: DENA In conseguenza di una struttura di generazione fortemente orientata innanzitutto al primario fabbisogno della domanda locale, la società di trading DEM, che fornisce servizi relativi alle diverse commodities, è fortemente coperta dal lato degli assets (Duke possiede anche società di trasporto del gas) e può applicare strategie abbastanza aggressive, che l hanno portata ad essere il secondo trader statunitense nel mercato del gas e il terzo in quello elettrico secondo alcuni l erede di Enron. Nonostante sia un operatore importante nell energy merchant, il suo carattere di azienda sviluppatasi intorno al servizio pubblico e le sue caratteristiche di gentrader la fanno percepire dal mercato come un azienda a medio rischio, in quanto al suo interno bilancia i rischi del mercato IPP e del trading con le attività regolate, dimostrato anche dal rating A assegnatoli da Standard and Poor s Gli IPPs: Calpine Calpine è un buon esempio di Independent Power Producer, nato in tempi recenti (la fondazione risale al 1984), al fine di sfruttare dapprima le opportunità sorte a seguito del PURPA e poi dell apertura del mercato all ingrosso dell energia. L IPP californiano è, difatti, praticamente un puro 34 I progetti in sviluppo riguardano ulteriori 9,000 MW di impianti. Studi e Analisi Finanziaria 67

68 generatore, privo completamente di asset nella trasmissione e senza obblighi di vendita ai clienti finali, ma con una presenza diffusa in tutto il territorio statunitense (anche se maggiormente concentrata in California e Texas). Il parco termico complessivamente già operativo è di circa 9,700 MW (se si considera la capacità di picco), cui sono da aggiungere 837 MW di impianti geotermoelettrici installati in California 35. Fig MAPPA DEGLI IMPIANTI DI CALPINE NEGLI STATI UNITI, 2001 North East + Midwest: 2,462 MW California: 2,336 MW Texas: 2,526 MW SERC+FERC: 1,830 MW Fonte: Calpine La specificità di Calpine sta nell essere operatore interessato esclusivamente alla generazione tramite cicli combinati a gas, sia di base (2+1) che utilizzabili anche per la produzione di punta (1+1), oltre che tramite le steam turbines sempre a gas. Il prepotente sviluppo del mercato all ingrosso dell energia, le prospettive di rinnovamento massiccio del parco elettrico americano (250 GW entro il 2010, secondo alcuni analisti), avevano spinto Calpine a proporre un piano di investimenti veramente notevole, che avrebbe dovuto portare ad una capacità complessiva di 70,000 MW, 10,000 dei quali per la produzione di punta. Tale piano è stato fortemente ridimensionato, a causa della discesa dei prezzi dell elettricità nel 2001, della percezione di un rischio di overbuilding qualora tutti gli impianti proposti fossero stati costruiti, e della maggiore difficoltà per gli IPPs ad ottenere risorse nel mercato del credito 36. Pur a fronte del ridimensionamento del piano di investimenti (sono stati cancellati tutti i progetti non ancora avviati) Calpine resta comunque l operatore con il piano di espansione maggiore negli Stati Uniti. Sono già in costruzione circa 15,000 MW, la gran parte costituiti da capacità di base in California e in Texas, ma anche in Canada, Florida, Lousiana e nell area SERC; altri 15,000 MW sono in via di sviluppo. Anche se solo i progetti già in 35 Grazie alla capacità posseduta in California, Calpine è il più grande operatore geotermoelettrico al mondo. 36 Tipicamente i puri developers hanno necessità di attivare una leva finanziaria consistente per finanziare i propri progetti, in quanto non hanno, come le utilities integrate, una base clienti dalla quale ottenere alti volumi di liquidità: hanno quindi maggiori difficoltà a finanziare gli investimenti tramite equity o addirittura tramite cash. Studi e Analisi Finanziaria 68

69 costruzione fossero condotti a termine, ciò renderebbe Calpine uno dei maggiori produttori di energia elettrica negli Stati Uniti. Tuttavia, è da sottolineare che, come anche gli altri IPPs statunitensi, sia il titolo che il rating di Calpine sono fortemente sotto pressione. Il corso azionario è sceso del 75% rispetto ai massimi del 2001 (da 60 $ ora è scambiato intorno ai 6-7 $), mentre il rating assegnato da Standard & Poor s è molto basso (BB). Le motivazioni di questo attuale scarso apprezzamento del mercato, a parte la crisi di fiducia innescata dal caso Enron, sono sostanzialmente due: la percezione di un eccessiva rischiosità di un business incentrato unicamente sulla vendita di energia all ingrosso e l eccessiva leva finanziaria utilizzata per crescere sul mercato 37. Calpine utilizza come strategia per ridurre il rischio tipico della sua area di business: la diversificazione geografica, tentando di cogliere le differenze di prezzo sui vari mercati e il fabbisogno relativo dei mercati locali: ciò ha portato Calpine ad investire nel Nord Est, dove i prezzi sono particolarmente elevati, oltre che in California, Texas, area SERC, Midwest, dove vi è maggiore fabbisogno di nuovi investimenti a causa dei modesti margini di capacità; l integrazione nel mercato dei combustibili, dove tramite l acquisizione di una società di produzione e trasporto di gas (Sheridan), possiede circa 35 bcm di riserve, che sono negli Stati Uniti un ammontare significativo. Calpine intende utilizzare questo gas per auto approvvigionare i propri impianti in California; un attività di trading di natura non speculativa, cioè relativa alla sola parte di produzione fisica che la società non riesce a contrattare a lungo termine, al fine di minimizzare il rischio di volatilità di prezzo. E probabile che il mercato stia scontando in questa fase l eccesso di entusiasmo che tra il 1996 e il 2000 ha spinto molte società a effettuare faraonici piani di investimenti finanziati quasi esclusivamente da debito. Tuttavia, il fattore principale su cui valutare gli investimenti di Calpine, come pure degli altri IPPs, è dato dalla struttura del mercato locale su cui tali investimenti sono proposti, come mostrato nel capitolo Gli energy merchant: Dynegy Dynegy è uno dei primi quindici operatori statunitensi nel Power Marketing, e tra i primi dieci anche tra gli operatori presenti nel marketing del gas. E salita recentemente all onore delle cronache a causa della sua proposta di acquisizione di Enron, nel novembre 2001, poi abbandonata nel mese successivo a seguito dell abbassamento del rating di Enron da parte di Moody s allo status di junk, che ha dato il colpo finale alla parabola dell excolosso del trading statunitense. Dynegy è attualmente coinvolta in una doppia causa con Enron; quest ultima ha accusato l acquirente di avere abbandonato il bid di acquisto al fine di eliminare un suo concorrente dal mercato, mentre Dynegy si è rivolta alla magistratura al fine di vedere riconosciuto l esercizio di un opzione per l acquisto di una pipeline di gas di proprietà di Enron, che una clausola contrattuale della proposta di acquisto poneva come merce di scambio in cambio dell immediato versamento di liquidità per 1.5 milioni di dollari, versamento regolarmente effettuato. 37 Vi è poi un problema specifico dato dall incertezza sui contratti a lungo termine stipulati a fine 2000 tra i distributori californiani (ossia dallo Stato Californiano) e i generatori. Tali contratti, stipulati in un periodo di alti prezzi, garantiscono a Calpine buoni rendimenti in questa fase di prezzi calanti: tuttavia, lo stato Californiano è intenzionato a rinegoziarli, il che potrebbe creare pressione sul bilancio di Calpine. Studi e Analisi Finanziaria 69

70 Aldilà del suo coinvolgimento nelle cronache del peggiore fallimento della storia statunitense, Dynegy è un caso interessante perché è esemplificativo dell evoluzione di società tradizionalmente regolate in settori energetici diversi da quello elettrico, verso modelli di business più orientati al mercato. Dynegy è anche l esempio di un modello di trading simile per molti versi a quelli del puro energy merchant, ma basato su una cultura aziendale più tradizionale, fondato cioè su una forte componente di copertura tramite assets fisici. Dynegy nasce nel 1984 dalla fusione di diversi distributori di gas texani, con il nome di US Natural Gas Clearinghouse Ltd. Fino al 1994, è una società operativa esclusivamente nel settore gas, e la sua principale operazione consiste nell acquisizione di una serie di impianti di NGL (Natural Gas Liquid) 38. Solo nel 1994 comincia a muoversi nel mercato all ingrosso dell elettricità, dapprima come puro trader. Il salto dimensionale viene effettuato a seguito della presa di controllo da parte di Chevron, una delle major petrolifere statunitense 39, nel 1996, tuttora l azionista di riferimento di Dynegy con il 25.1% delle azioni. Dynegy quindi comincia ad operare come trader integrato in tutti i mercati delle commodities. A questo fine, e per rafforzare la propria posizione sul mercato elettrico statunitense, si dota rapidamente di un portafoglio di assets elettrici, acquisendo anche un utility integrata nel 2000 (Illinova, operante nello stato dell Illinois) che porta in dotazione oltre 4,000 MW di impianti di generazione. Attualmente Dynegy conta circa 11,000 MW di impianti di generazione sparsi sul territorio statunitense 40 ; è dotata di una rete di trasmissione in alta tensione nel Midwest che trasporta e vende elettricità ai clienti finali (tramite tariffe regolate) per circa 20 TWh all anno; possiede un portafoglio di infrastrutture di trasporto di gas in tutto il territorio statunitense pari a 14,000 km di pipeline 41 ; possiede 33 impianti di processamento di NGL e, tramite Chevron-Texaco, è un operatore importante sul mercato petrolifero internazionale. Fig MAPPA DEGLI IMPIANTI DI DYNEGY NEGLI STATI UNITI, 2001 Washington 21 MW Illinois 4,190 MW Kentucky 500 MW Michigan 62 MW New York 1,700 MW Virginia 170 MW California 1,421 MW Nevada 43 MW Texas 945 MW Lousiana 315 MW North Carolina 800 MW Georgia 650 MW Fonte: Salomon Smith Barney Equity Research 38 Si tratta di un processo industriale volto a creare distillati come etilene, polipropilene e di gas naturale in forma liquida tramite un processo di raffinazione del petrolio greggio. 39 Attualmente Chevron, dopo l acquisizione di Texaco è la quarta compagnia petrolifera mondiale. 40 A questi vanno aggiunti circa 4,000 MW gestiti attraverso contratti di tolling. 41 Per fare un raffronto, la rete di distribuzione in alta pressione di proprietà di Snam Rete Gas sul territorio italiano, una delle più grandi d Europa, assomma a circa 27,000 km. Studi e Analisi Finanziaria 70

71 Anche nel suo sviluppo internazionale 42 Dynegy ha seguito un modello asset-based; nel 2001 ha infatti acquistato in UK LNG Company e BG Storage Facilities, le società che gestiscono l unico impianto LNG presente in UK e la rete di servizi di stoccaggi inglese, sulla base di tariffe regolate da OFGEM (il regolatore britannico). Dynegy è quindi sì un energy merchant, in quanto circa il 70% dei suoi ricavi provengono dallo scambio di energia sul mercato all ingrosso, ma: - è fortemente basato sugli assets fisici ed opera anche in settori strettamente regolati (Illinova, la rete di trasporto di gas in USA, UK LNG e BG Storage), che fungono da cash cow per le attività di trading dell azienda. In altri termini, gli impianti termoelettrici non sono impiegati unicamente come opzioni reali da esercitare quando i prezzi salgono, come invece suggerisce il modello più aggressivo di trading, ma vengono utilizzati anche in maniera tradizionale a fini tariffari e di creazione di posizioni lunghe fisiche; - ha un approccio storicamente non aggressivo ai mercati. Dynegy non è mai stato il first mover in nessuno dei mercati in cui è entrata; anch essa è dotata di una piattaforma online (DynegyDirect) creata però qualche anno dopo la piattaforma Enron e l ICE (International Commodities Exchange), che sta avendo, dopo il fallimento di Enron online, buoni risultati. E entrata anch essa, come Enron, nel trading delle frequenze a banda larga, ma investendo meno soldi di quanto abbia fatto Enron. Dynegy è quindi un energy merchant, è non esclude elementi speculativi nel suo business model; tuttavia è basata su un approccio tradizionale all industria. Secondo molti si tratta della filosofia cui tenderà al medio termine l industria merchant statunitense, cui vengono dati comunque ampi margini di crescita sia in USA che in Europa. E certo che il collasso di Enron ha reso maggiormente incerte queste previsioni, ed è presto per affermare che questo sia il modello vincente e Dynegy il player vincente negli Stati Uniti. E da ricordare infatti che, pur in presenza di una struttura che sembra più solida di quella di Enron e di altri concorrenti, il rating di Dynegy è decisamente modesto (BBB- per Standard & Poor s, appena un notch sopra il junk level secondo Moody s), a causa di una situazione finanziaria affaticata dalla campagna di acquisizioni e dai dubbi sulla soluzione delle controversie giudiziarie con Enron. Tuttavia Dynegy è stato il primo operatore a procedere rapidamente ad un riassetto finanziario dopo la crisi di Enron e, soprattutto, può contare sulla presenza come casamadre del colosso petrolifero Chevron-Texaco per rafforzare la sua situazione finanziaria. 42 Dynegy è presente soprattutto in Europa, dove ha un trading desk a Londra ed uno in Germania, e dove ha uffici commerciali in Italia, Svizzera, Paesi Bassi, Spagna. Studi e Analisi Finanziaria 71

72 Appendice 1 - La crisi californiana La California tra giugno 2000 e maggio 2001 ha sperimentato una delle più prolungate crisi sistematiche del settore elettrico in un paese industrializzato negli ultimi anni. Sono stati frequenti sia gli shortage di capacità produttiva che hanno procurato blackout e razionamento dei consumi, sia crisi di prezzi dell energia all ingrosso, che hanno condotto le principali utilities di distribuzione alla bancarotta. Tutto ciò ha portato alla sospensione del processo di liberalizzazione così come era stato inizialmente definito e, in generale, ha riaperto il dibattito sull opportunità di aprire i sistemi elettrici alla concorrenza. La crisi del sistema elettrico californiano è dovuto ad una molteplicità di fattori, in parte riconducibili ad una liberalizzazione poco attenta del sistema. In questa appendice cercheremo di identificare i fattori alla base della crisi californiana, al fine di identificare quali possono essere considerati strutturali, quali possono essere ripetibili in altri sistemi elettrici, e infine quali possono essere considerati endogeni al sistema californiano Background: il sistema elettrico californiano Il sistema elettrico californiano è stato storicamente gestito da tre grandi utilities integrate, la Pacific Gas and Electric (PG&E), la Southern California Edison (SCE) e la San Diego Gas and Electric (SDGE). Il parco di generazione è fortemente sbilanciato sul gas ed ha una consistente quota di produzione idroelettrica: dei 56 GW di capacità installata infatti, 18,000 MW, di cui 10,000 da impianti dual fuel che in realtà utilizzano quasi sempre gas a causa degli stringenti vincoli ambientali, utilizzano il metano come combustibile primario. La produzione di base è garantita da impianti a carbone per 4,400 MW circa, nucleare per circa 5,300 MW, perlopiù posizionati nel sud della California, verso il confine con l Arizona. A nord invece vi è una consistente produzione idroelettrica (oltre 14,000 MW). La domanda elettrica si è mantenuta su tassi di crescita sostenuti per tutti gli anni 90, a causa del boom economico, con tassi di crescita medi annui intorno al 3%. La domanda al 2001 stimava il picco sui 53 GW, il che comporta un margine di riserva molto basso al sistema, di poco superiore al 4%. Il sistema lato generazione quindi si trova al momento al suo limite di capacità. Dal punto di vista della rete, la California è interconnessa verso il Sud Est con la regione dell Arizona e verso nord-ovest con gli Stati di Washington, dell Oregon e con il Canada. La rete californiana presenta poi un importante collo di bottiglia tra Los Angeles e S.Francisco che limita il transito di energia sull asse nord-sud. Il sistema elettrico californiano presenta alcuni elementi strutturali di fragilità: 1) la generazione elettrica è sottoposta a forti fluttuazioni nei livelli, a causa della sua dipendenza, soprattutto al Nord, dalla produzione idroelettrica. In anni di scarsa piovosità, il sistema rischia di essere sistematicamente corto di energia; 2) il sistema californiano è fortemente dipendente dalle importazioni, e al suo interno i transiti di energia sono limitati. Storicamente, il SudOvest della California importa energia (nucleare e carbone) dall Arizona per tutto l anno, mentre importa dagli Stati del NordOvest durante la primavera e l estate, quando i grandi bacini idroelettrici di quest area sono colmi. Durante il periodo di picco tuttavia l eccesso di produzione idroelettrica non può essere trasportato dal Nord al Sud del paese a causa della strozzatura della rete, e parimenti, la produzione Studi e Analisi Finanziaria 72

73 termoelettrica del SudOvest non può essere indirizzata verso Nord in periodi di siccità; 3) il sistema ha sofferto di un insufficienza di investimenti a partire all incirca dal 1983, anno in cui è stato costruito l ultimo impianto nucleare nell area; inoltre gli impianti a carbone e ad olio sono stati fortemente limitati nel loro utilizzo, a causa dell innalzamento dei limiti alle emissioni; 4) il sistema è fortemente dipendente, in termini di prezzi, da quello del gas, e quindi dalle sue fluttuazioni. Fig MAPPA DELLA RETE CALIFORNIANA Fonte: CAISO Studi e Analisi Finanziaria 73

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