Newsletter - Anno III n. 40 Osservatorio Energia Responsabile della Newsletter: Claudia Checchi - tel. 02 46764272 E-mail: cchecchi@hsn.it Informazioni: Giusy Squicciarini - tel. 02 46764271 E-mail: gsquicciarini@hsn.it 20 Dicembre 2001 Indice VARATA LA DISCIPLINA SULLE IMPORTAZIONI PER IL 2002: NASCE IL PRIMO MERCATO TRANSNAZIONALE DELLA CAPACITÀ... 2 REGOLAMENTAZIONE Gli oneri impropri nella tariffa elettrica nel 2001 e le nuove aste CIP 6... 6 Nuovi corrispettivi d'accesso e d'uso delle reti... 9 PANORAMA INTERNAZIONALE L'apertura dell'upstream del gas in Spagna: i risultati delle aste sui contratti di importazione... 12 CORPORATE La crisi di Enron: la vicenda, le possibili cause e le implicazioni per gli aspetti regolatori... 15 LE INDICAZIONI DEL MERCATO SUI PREZZI DELL'ENERGIA Prezzo dell'energia: le attese del mercato... 17 CONGIUNTURA Panorama sulle borse elettriche europee: novembre 2001... 20 News dalle borse... 21 Grafici... 22 OSSERVATORIO ENERGIA Gruppo di lavoro: Donato Berardi, Claudia Checchi, Roberto Galbiati, Nicola Gallo, Michele Pacillo, Francesca Sala, Giusy Squicciarini, Lucia Vergano. Comitato Scientifico: R. Artoni, G. Martini, L. Parisio, M. Polo, P. Saraceno, C. Scarpa, G. Vaciago Soci sostenitori: ACEA, AEM Milano, ASM Brescia, Centro Energia (Foster Wheeler, Gruppo Merloni), Cispel, Confindustria, Dalmine, Edison, EnBW Italia, Enel SpA Corporate Finanza e Amministrazione, ENI, Entergy Power Services Italia, Italcementi, Italgas, World Energy, Pirelli Cavi e Sistemi, Sondel ref. è una nuova società di ricerca e consulenza che l'irs e i suoi economisti senior hanno costituito con l'obiettivo di sviluppare ricerche e metodi di analisi che possano sostenere aziende, istituzioni e organismi governativi, nei loro processi decisionali.
Varata la Disciplina sulle importazioni per il 2002: nasce il primo mercato transnazionale della capacità Con la Delibera 301/01 l Autorità vara finalmente la disciplina per l allocazione della capacità di interconnessione scarsa per l anno 2002. Anche quest anno la disciplina è stata pubblicata a dicembre inoltrato, con conseguente ristrettezza dei tempi per l espletamento delle procedure di richiesta da parte degli operatori al GRTN: la delibera dell Autorità è stata pubblicata infatti il 12 dicembre (e per l entrata in vigore non si è potuta aspettare la pubblicazione su Gazzetta Ufficiale), mentre i termini per la consegna delle richieste al GRTN sono stati fissati al 18 dicembre per gli interrompibili e al 21 (prorogato rispetto all iniziale 19) per i non interrompibili. Dopo mesi di dibattito sulla questione e confermando le anticipazioni della vigilia, la Delibera 301 dell Autorità sostanzialmente recepisce gli indirizzi comunicati dal Ministero per le attività produttive ed approva l accordo con l Autorità francese CRE (Comision de Regulation de l Electricitè) per l allocazione congiunta. Gli indirizzi del Ministero. Gli indirizzi del Ministero sono di carattere generale ma vanno ad influenzare in modo determinante l assetto della normativa. Le indicazioni governative prevedono infatti: - Sui contratti interrompibili: la riserva di una quota di capacità di trasporto sulla rete di interconnessione pari ad almeno 600 MW (con soglia minima per banda di 10 MW) a contratti con clausola di interrompibilità istantanea da assegnarsi con il metodo pro-rata su base almeno triennale; - Sul metodo di assegnazione: l adozione del metodo pro-rata anche per la parte restante, da riservarsi principalmente ai diretti utilizzatori, ossia a soggetti che intendono utilizzare un elevata quota della potenza assegnata; - La previsione di un adeguata regolamentazione del mercato secondario. Gli indirizzi del Ministero prevedono profonde novità rispetto alla disciplina dell anno passato, non tanto per il metodo di allocazione in caso di scarsità (che rimane il pro-rata) quanto per l introduzione della riserva di capacità destinata a soggetti disposti all interrompibilità istantanea e per la previsione di una regolamentazione del mercato secondario, a fronte dell obbligo di utilizzo della capacità per i soggetti assegnatari. L accordo con CRE: l accordo stipulato tra le autorità elettriche di Italia e Francia stabilisce per la prima volta un regime di assegnazione comune della capacità disponibili sulla frontiera. Il GRTN italiano sarà il soggetto responsabile dell assegnazione anche per conto della francese RTE (Réseau de Transport d Electricitè). La vera novità sta quindi nel fatto che il GRTN sarà responsabile di tutta la capacità di interconnessione con la Francia, mentre per gli altri paesi il GRTN, come avveniva anche in passato, gestirà solamente la metà della capacità disponibile, essendo l altra metà riservata alle autorità dei paesi confinanti. L accordo individua due poli principali di interconnessione dell Italia con i paesi confinanti: il polo di Nord-Ovest, che comprende le frontiere con Francia e Svizzera e il Polo di Nord Est, con Austria e Slovenia. La rete di trasporto all interno dei due poli è da considerarsi interconnessa, ed una ripartizione tra le frontiere dei singoli stati risulta difficile. Gli studi compiuti congiuntamente dai due gestori di rete hanno portato alla determinazione dei valori come riportati nelle tabelle. Dei 6000 MW disponibili per l interconnessione dell Italia con i paesi confinanti 2660 sono destinati a contratti di lungo periodo antecedenti alla liberalizzazione (1800 dalla Francia, 800 dalla Svizzera) e 1300 alle autorità di regolamentazione nazionali dei paesi confinanti che non hanno aderito all accordo (Svizzera, Austria e Slovenia). La capacità complessiva a disposizione del mercato risulta quindi di 1800 MW (dei 5400) sul polo do Nord Ovest e 300 (dei 600) sul Polo di Nord Est (cfr. Tab. 1). 2
Tab. 1 - Ripartizione della capacit di importazione per frontiera (valori massimi per il periodo invernale) Pool di Nord Ovest Pool di Nord Est Totale Francia Svizzera Austria Slovenia Riservata a contratti di lungo periodo 1 800 800 2 600 Riservata alle Autorit nazionali estere 1 000 110 190 1 300 Capacit del Polo 1 800 300 2 100 Totale 5 400 600 6 000 Da questi valori vano ulteriormente sottratte le quote destinate all importazione verso la Repubblica di Sa. Marino, verso il Vaticano e Verso la Corsica (via Italia). Destinate ai contratti interrompibili sono 500 MW su polo di Nord Ovest e 100 su quello di Nord Est. Complessivamente a disposizione del mercato libero rimangono 1153 MW sul Polo di Nord Ovest e 200 su quello do Nord est, per un totale di 1353 MW (Cfr. Tab. 2). Da sottolineare che si tratta di cifre minime, in quanto è prevista la presenza di un mercato secondario con orizzonte mensile o settimanale in cui il GRTN potrebbe decidere di mettere a disposizione del mercato libero quote della capacità riservata ad altre fonti e non sfruttata. Confrontando i valori della capacità di importazioni risultanti dall accordo con le autorità francesi con le capacità disponibili nel 2001 (Cfr. Tab. 3) quello che si nota immediatamente è un aumento della capacità totale di importazione dedicata al mercato: dai 1510 MW del 2001, (di cui l 80% assegnato su base annuale e il restante su base mensile) si passa ad una capacità totale per il 2002 di 1953 MW, di cui 600 dedicati ai contratti interrompibili. Al netto dei contratti interrompibili la capacità di importazione risulta comunque ridotta rispetto al 2001. L aumento complessivo è da imputarsi all unificazione della assegnazione con la Francia. I maggiori problemi riguardano però l interconnessione con la Svizzera: poiché è difficilmente differenziabile la ripartizione della capacità di importazione la Svizzera si è vista definire la capacità di interconnessione con l Italia attraverso un accordo cui non ha preso parte. In particolare nella Delibera 301 si specifica che la capacità totale del Polo di Nord Ovest di 5400 MW vada ripartita, secondo i calcoli effettuati dai gestori di rete, in 2600 MW dalla Francia e 2800 dalla Svizzera. Ciò in effetti comporta una capacità dedicata al mercato libero dalla Svizzera di 1000 MW contro i 1100 del 2001, che rappresenta una diminuzione del 9%. Ciò ha suscitato le rimostranze degli operatori Svizzeri, che vedono in questo modo sottostimata la propria forza contrattuale a favore invece di quella francese, che peraltro, secondo l opinione svizzera, si aggiudicherebbe una capacità complessiva superiore a quella effettiva. Non si escludono riscorsi di natura sia politica che legale contro la decisione presa. Per quanto riguarda infine l interconnessione con la Grecia, non essendo ancora certa la data di entrata in vigore del nuovo elettrodotto di collegamento con Tab. 2 - Ripartizione della capacit per Polo (valori massimi per il periodo invernale) Interrompibili S. Marino Vaticano Corsica Non Totale interrompibili Polo di Nord Ovest 500 42 50 55 1 153 1 800 Polo di Nord Est 100 200 300 Totale 600 42 50 55 1 353 Tab. 3 - Ripartizione della capacit di interconnessione per il 2001 Francia Svizzera Austria Slovenia Totale Interconnessione 150 1 100 110 190 1 550 Assegnata annualmente 120 840 88 152 1 200 Assegnata mensilmente 30 220 22 38 310 Totale Mercato Libero 150 1 060 110 190 1 510 3
Italia non è stato possibile per le autorità un accordo sulle quantità coinvolte. La ripartizione della capacità scarsa. Come anticipato il metodo di base della assegnazione rimane invariato ed è quello del pro-rata. La maggiore novità introdotta dalla delibera è invece quella delle previsione di un mercato secondario. In particolare per rispettare gli indirizzi del Ministero che evidenziano la volontà di concedere la capacità di interconnessione a soggetti che utilizzano l energia importata l Autorità ha disposto che: - le bande di capacità abbiano dimensione minima di 3 MW; - al termine di ogni settimana tutti gli assegnatari di bande di importazione, compresi i titolari di contratti pluriennali, comunichino sia al GRTN che al gestore di rete del paese confinante un programma orario di scambio alla frontiera; - se il programma orario di scambio prevede lo sfruttamento di quota inferiore all 80% della capacità assegnata all operatore (90% in caso di interrompibili) il GRTN provvede a revocare il diritto all interconnessione concesso. - Per ovviare a questa eventualità la capacità di interconnessione può essere ceduta esclusivamente su un apposito mercato (se la capacità è interrompibile può essere ceduta solo a soggetti che presentano i requisiti di interrompibilità). Il mercato secondario sarà gestito dal GRTN in base agli indirizzi dell autorità. Su questo mercato, aperto a tutti i clienti idonei e che si terrà almeno una volta al mese per tutto il 2002 (quindi almeno 12 sessioni), sarà possibile la compravendita di quote della capacità di interconnessione su orizzonte temporale mensile o settimanale, relativamente a tutti i mesi o settimane del 2002 successive al giorno della contrattazione. Contrattazioni separate avverranno per il Polo di Nord Ovest e per quello di Nord Est. Al mercato può partecipare come offerente anche il GRTN per l assegnazione di eventuali bande mensili 1. L Autorità non specifica il meccanismo di formazione del prezzo ma sottolinea solamente come le offerte andranno abbinate seguendo l ordine decrescente delle offerte di acquisto e crescente di quelle di vendita. Quantità scambiate e relativi prezzi verranno pubblicati dal GRTN. Il meccanismo di calcolo delle quote assegnate ai richiedenti in caso di domande superiori alla capacità sulla frontiera funziona nel seguente modo: - Ciascuna banda richiesta viene ridotta di un coefficiente di razionamento pari al rapporto tra la capacità disponibile e la capacità richiesta; - Se una banda una volta ridotta supera del 10% l ammontare della capacità disponibile alla frontiera, al titolare della banda stessa viene assegnato automaticamente il 10% della capacità disponibile; - Se nessuna delle bande supera il 10% si procede all esclusione di una singola banda che, una volta ridotta, risulta inferiore ai 3 MW; se ve ne sono più di una l esclusione avviene per sorteggio; - Il procedimento viene ripetuto - considerando la capacità disponibile al netto di quanta già assegnata alle bande che superavano il 10% - finché le richieste non risultano uguali alla disponibilità. Nel complesso quindi nessun importatore potrà aggiudicarsi una quota superiore al 10% della capacità disponibile su ogni frontiera; nel complesso la quantità di capacità ottenibile da un singolo ammonta così a 60 MW (50 + 10) per l interrompibile e 135 MW (115 + 20) per il non interrompibile; a tal fine imprese collegate vengono considerate congiuntamente (la controllante per tutte le controllate), mentre le bande richieste da un grossista per conto di un cliente finale del quale lo stesso è venditore, vengono considerate nella quota del grossista stesso. Un tetto alla capacità acquistabile esiste anche relativamente al mercato secondario: secondo la Delibera 301 infatti il GRTN dovrà accertare che nessun operatore diventi titolare di più del 15% della capacità complessivamente disponibile nella settimana o nel mese di riferimento (202 MW non interrompibili e 90 interrompibili). La nuova disciplina sulla capacità di importazione segna un passo importante in quanto rappresenta il primo esempio a livello europeo di mercato unico tra 1 Non esiste comunque una previsione di riserva dell 80% della capacità al mercato mensile come nel 2001. 4
due paesi (un accordo simile tra Spagna e Portogallo potrebbe realizzarsi nel 2003).Più volte è stato sottolineato come il metodo pro-quota rappresenti un meccanismo economicamente inefficiente per la valorizzazione del bene scarso (ossia la capacità di interconnessione): l ottenimento della capacità a fronte della semplice richiesta implica il godimento della rendita derivante dal differenziale del prezzo dell energia elettrica italiana con quello estero più basso a vantaggio esclusivo degli importatori assegnatari della capacità. Attraverso un meccanismo d asta invece la rendita andrebbe, a fronte di un corrispettivo pagato per l aggiudicazione della capacità, al GRTN e, di conseguenza, all intero sistema elettrico italiano. Allo stesso tempo il meccanismo di asta consentirebbe, attraverso l assegnazione ai migliori offerenti, la selezione degli operatori più efficienti: gli importatori che ottengono una prezzo più basso all estero saranno anche quelli disposti a pagare di più per la capacità di importazione. Da notare però che anche l accordo con la Francia sottolinea come il meccanismo del proquota sia da considerarsi provvisorio in attesa che sia possibile introdurre meccanismi di mercato per la ripartizione della capacità di interconnessione. E quindi augurabile che per i prossimi anni il meccanismo verrà rivisto. La presenza di un mercato secondario regolato per lo scambio dell interconnessione tra gli importatori assegnatari e i clienti finali rappresenta sicuramente un elemento positivo, perché consente la massimizzazione dello sfruttamento della capacità attraverso un meccanismo comunque controllato e trasparente, il che dovrebbe evitare i problemi incorsi nel 2001. Ciò che crea le più forti perplessità è la riserva di 600 MW agli interrompibili, peraltro con contratti triennali. Anche ammettendo la necessità da parte del GRTN di disporre di energia di riserva, la quota da importazioni, sommata a quella del CIP6, fornisce un ammontare complessivo per il sistema di 2600 MW interrompibili, dei quali 1100 senza preavviso e 1500 con preavviso massimo di 24 ore, che appaiono francamente al di sopra delle necessità. Inoltre la stipula di contratti triennali implica la permanenze di contratti di interrompibilità anche successivamente alla partenza del meccanismo di borsa, che dovrebbe già essere in vigore dal gennaio 2001. In un sistema di borsa la funzione degli interrompibili è sostituita dal mercato della riserva (ed eventualmente dal mercato del bilanciamento), dove appunto il GRTN acquista dagli operatori capacità di riserva per ognuna delle ore del giorno successivo. La presenza di un mercato orario consente una migliore previsione delle effettive necessità di riserva e una valorizzazione più efficiente (essendo acquistata all asta dal migliore offerente) ed è quindi preferibile ad un meccanismo di contrattualizzazione dei carichi di lungo periodo. Inoltre la sottrazione di una parte della riserva dal meccanismo di mercato potrebbe compromettere la funzionalità e la liquidità del meccanismo di borsa nel complesso, vista la già scarsa presenza di operatori sul mercato elettrico. Detto ciò è anche da sottolineare come la Delibera 301 non preveda nessun tipo di penalità per gli importatori che eventualmente risultassero inadempienti a fronte della richiesta di interruzione da parte del GRTN. In questa ottica la previsione della interrompibilità appare più come una risposta alla necessità di sussidiare le imprese energivore che necessitano di energia a basso costo piuttosto che una misura volta alla sicurezza del sistema. Non volendo entrare nel merito della decisione di sussidiare certe categorie industriali è però da sottolineare come la manovra sia del tutto contraria allo spirito della liberalizzazione del settore, che dovrebbe piuttosto incentivare l efficienza sia dal lato della generazione che della domanda, consentendo una ripartizione della rendita conseguente su tutta l utenza, compresa quindi quella vincolata che, ancora una volta, risulta la categoria meno rappresentata e meno tutelata all interno del processo decisionale in materia elettrica. 5
REGOLAMENTAZIONE Gli oneri impropri nella tariffa elettrica nel 2001 e le nuove aste CIP 6 La riduzione del prezzo dei combustibili verificatosi nel corso del 2001 è andato a beneficio dei consumatori di energia elettrica attraverso una serie di riduzioni del parametro Ct e del prezzo dell energia elettrica all ingrosso stabilito dall AEEG (il parametro PG). Tuttavia i benefici di un minor costo dei combustibili sono stati in gran parte vanificati dall incremento degli oneri impropri in tariffa. Nella Tabella 1 riportiamo il valore complessivo e l incidenza percentuale delle componenti a copertura degli oneri impropri sull esborso complessivo di due consumatori domestici tipo. Come si vede, nel corso dell ultimo anno il valore assoluto degli oneri di sistema è andato crescendo in modo considerevole passando dalle 7,2 lire/kwh di inizio anno alle attuali 20,6 lire/kwh con un incidenza sulla spesa media che tocca ormai il 14% per i piccoli consumatori domestici. Più in generale (Cfr. Tab.2) a fronte di una riduzione del PG di 20 lire/kwh, il 17% dall inizio dell anno, il totale delle componenti A (per la parte in lire/kwh) è aumentato in media di 13,5 lire/kwh più che raddoppiandosi rispetto all inizio dell anno. Scendendo in maggior dettaglio si nota che: - La componente A2, a copertura dei costi di smantellamento degli impianti nucleari, ha subito a metà anno un incremento medio di 0,4 lire/kwh al fine di far fronte per il 2001 alla necessità di copertura dell aumento dei costi di smantellamento degli impianti di ricerca nucleare e di smaltimento di rifiuti radioattivi da parte del consorzio SICN per 31,3 mld di lire. - La componente A3, a finanziamento delle fonti rinnovabili, ha avuto il maggior incremento assoluto. L incremento complessivo è dovuto in primo luogo alla necessità di recuperare il minor gettito ottenuto dalla vendita sul mercato libero dell energia elettrica incentivata da fonti rinnovabili (energia Cip 6) prima venduta sul mercato vincolato. Secondo l autorità la riduzione complessiva degli incassi derivanti dall asta rispetto alla cessione sul mercato vincolato può essere stimata in 750 mld di lire. Inoltre la riduzione del Ct ha prodotto minori entrate sia in termini di gettito atteso dalla maggiorazione dei corrispettivi di accesso ed uso della rete di trasmissione nazionale per l energia elettrica prodotta da impianti geotermoelettrici ed idroelettrici, che in termini di gettito derivante dalla compensazione della maggior valorizzazione dell energia elettrica nella transizione. I conseguenti scompensi per il conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili hanno richiesto un incremento della componente A3 a metà e a fine anno. - Le componenti A4, a finanziamento dei regimi tariffari speciali, ed A5, ricerca e sviluppo, sono rimaste invariate - La componente A6 a copertura degli stranded costs riconosciuti all Enel costituisce la principale novità tra gli oneri impropri. A6 è stata fissata, in via prudenziale, ad inizio anno a 1 lira/kwh per poi essere incrementata a decorrere dal terzo bimestre a 3 lire/kwh. Tale aumento è volto a far fronte all aumento dell onere di copertura degli stranded Tab. 1 - Incidenza oneri impropri su spesa consumatori domestici valori in lire/kwh 2001 gennaio marzo maggio luglio settembre novembre Spesa media (consumo 1200 kwh anno)* 154.7 156.1 150.8 151.4 151.4 151.6 Tot. oneri impropri 7.2 11.5 16.2 16.8 16.8 20.6 incidenza A su spesa 5% 7% 11% 11% 11% 14% Spesa media (consumo 3500 kwh anno)* 299.2 299.4 289.9 290.5 290.5 289.2 Tot. oneri impropri 7.2 11.5 16.2 16.8 16.8 20.6 incidenza A su spesa 2% 4% 6% 6% 6% 7% *Spesa al netto dell IVA Fonte: elaborazione dati ref. 6
Tab. 2 - Componenti A per diverse categorie di utenza - andamento nel corso del 2001 tipologie di utenza A2 A3 A4 A5 A6 Tot A PG domestici gennaio-febbraio 0.9 2.3 2.1 0.9 1 7.2 139.32 marzo-aprile 0.9 6.6 2.1 0.9 1 11.5 135.66 maggio-giugno 0.9 9.3 2.1 0.9 3 16.2 123.24 luglio-agosto 1.5 9.3 2.1 0.9 3 16.8 123.24 settembre-ottobre 1.5 9.3 2.1 0.9 3 16.8 123.24 novembre-dicembre 1.5 13.1 2.1 0.9 3 20.6 118.89 altri usi BT* gennaio-febbraio 0.4 4.3 4 0.4 1 10.1 139.32 marzo-aprile 0.4 9.6 4 0.4 1 15.4 135.66 maggio-giugno 0.4 12.6 4 0.4 3 20.4 123.24 luglio-agosto 0.7 12.6 4 0.4 3 20.7 123.24 settembre-ottobre 0.7 12.6 4 0.4 3 20.7 123.24 novembre-dicembre 0.7 16.8 4 0.4 3 24.9 118.89 altri usi AT gennaio-febbraio 0.4 3.5 4 0.4 1 9.3 139.32 marzo-aprile 0.4 7.8 4 0.4 1 13.6 135.66 maggio-giugno 0.4 10.2 4 0.4 3 18 123.24 luglio-agosto 0.7 10.2 4 0.4 3 18.3 123.24 settembre-ottobre 0.7 10.2 4 0.4 3 18.3 123.24 novembre-dicembre 0.7 13.6 4 0.4 3 21.7 118.89 *potenza impegnata superiore ad 1,5 kw valori in lire/kwh costs determinato dal decreto del Ministro dell Industria del 17 aprile 2001 (si veda Newsletter33). L incremento degli oneri impropri è quindi dovuto essenzialmente a stranded costs e a squilibri finanziari delle aste CIP 6, i primi riconosciuti all exmonopolista i secondi significativamente dipendenti dalla valorizzazione dell interrompibilità. Le modalità di allocazione dell energia Cip 6 sono già state oggetto di esame e critica in questa sede in considerazione del fatto che il passaggio al mercato libero da parte di clienti idonei e il tentativo di incrementare l offerta libera in un mercato ancora dominato da un ristretto numero di operatori viene oggi incentivato attraverso disposizioni che creano nuove distorsioni. In particolare la gestione degli squilibri finanziari dovuti alle modalità di cessione dell energia elettrica Cip 6 è caratterizzata da un pesante sussidio incrociato tra clienti liberi, soprattutto quelli disposti ad accettare l interrompibilità dell erogazione, che possono beneficiare delle aste Cip 6 e clienti vincolati che ne condividono gli oneri. Il recente decreto del ministro delle attività produttive del 10 dicembre 2001 con cui vengono rese note le procedure per l assegnazione dell energia elettrica prodotta dagli impianti incentivati dal provvedimento Cip 6/92 conferma per il 2002 il meccanismo di cessione dell energia tramite aste al rialzo aperte a tutti i clienti idonei. Nel complesso il GRTN dovrebbe rendere disponibili circa 4000 MW che verranno assegnati in bande di ampiezza di 10 MW in ciascuna ora. A differenza dello scorso anno l assegnazione avverrà solo su base annuale e verranno meno le gare mensili. Il decreto conferma le riserve di capacità per gli utenti disposti a subire interruzioni di fornitura. In particolare 500 MW vengono riservati a clienti disponibili ad interruzioni in tempo reale senza preavviso, e 1500 MW per i clienti disponibili a 7
distacchi di carico con preavviso inferiore alle ventiquattro ore. Una novità rispetto all anno scorso riguarda l incremento del numero dei potenziali partecipanti alle aste per le forniture interrompibili senza preavviso alle quali vengono ammessi clienti con capacità interrompibile installata non inferiore ai 10 MW per sito mentre per il 2001 erano ammessi clienti con capacità interrompibili superiore ai 20 MW. Come l anno scorso l energia non collocata tramite asta verrà ceduta ai distributori al prezzo stabilito dall Autorità. In linea con quanto stabilito per il 2001 i prezzi base d asta sono differenziati a seconda del tipo di forniture e tengono conto del costo variabile riconosciuto per l energia prodotta da impianti termoelettrici aumentato del costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali e del costo evitato di impianto. Alla luce degli squilibri finanziari verificatisi nel corso di quest anno a seguito del realizzarsi di prezzi di aggiudicazione decisamente bassi, in media di 85 lire al kwh per le forniture interrompibili senza preavviso, e del conseguente incremento degli oneri tariffari a loro copertura, alcune correzioni ai prezzi base appaiono significative. In particolare il prezzo base passerà dal 66,8 al 67,6% del costo unitario variabile riconosciuto per la generazione termoelettrica. Inoltre l incremento per il costo evitato d impianto passerà dal 30% al 50% per le aste sull interrompibile con preavviso e verrà considerato, nella misura del 25%, anche per le aste sull energia interrompibile senza preavviso. Questo dovrebbe portare a prezzi base d asta nell ordine di 70 lire/kwh per l interrompibile senza preavviso, di circa 80 lire/kwh per l interrompibile con preavviso e di circa 95 lire per la restante parte. Gli accorgimenti apportati ai meccanismi d asta sono rivolti quindi ad un incremento del numero dei potenziali partecipanti e ad un incremento relativo, seppur lieve, del prezzo base d asta rispetto al prezzo d acquisto dell energia incentivata. Sulla carta questi elementi dovrebbero contribuire alla riduzione degli squilibri. Per una valutazione complessiva tuttavia si dovranno attendere i risultati delle aste. 8
Nuovi corrispettivi d'accesso e d'uso delle reti In questo numero, vista l importanza e l interesse del tema, proponiamo alcuni ulteriori spunti di riflessione circa la deliberazione 228/01 dell AEEG riguardante la riforma dei corrispettivi di accesso e d uso delle reti, della quale abbiamo già discusso nella scorsa Newsletter. La 228/01 ha come scopo principale l eliminazione delle discriminazioni di trattamento nei corrispettivi di trasporto dell energia elettrica tra clienti finali del mercato libero e clienti vincolati. Con la nuova normativa quindi i corrispettivi d uso e accesso alle reti saranno gli stessi per utenti liberi e vincolati. I parametri resi noti dall Autorità ci consentono di calcolare la tariffa base, cfr. Tabella 1, per le diverse tipologie di utenza e di svolgere alcune simulazioni sugli esborsi per i servizi di trasporto di alcuni clienti tipo. Alcuni caveat devono precedere l esposizione dei risultati. In primo luogo dobbiamo sottolineare che i risultati da noi riportati si riferiscono ad alcuni profili tipici attorno ai quali la variabilità dei risultati è comunque ampia. Inoltre nei valori relativi al vettoriamento non sono incluse le penali di vettoriamento ed i costi di riconciliazione che tuttavia incidevano in modo significativo sugli esborsi calcolati secondo la vecchia normativa. Infine vale la pena notare che i nostri calcoli riportano i valori dei tetti tariffari, i distributori potranno comunque offrire diverse opzioni tariffarie. I vincoli tariffari agiscono infatti in modo da evitare sussidi incrociati tra le diverse categorie di utenza ma non limitano la libertà dai distributori di definire opzioni diverse. Tale elemento, che costituisce una novità rispetto alla disciplina del vettoriamento, estende quindi anche ai clienti del mercato libero una flessibilità tariffaria che dovrebbe garantire una maggior efficienza. Nella Tabella 2 riportiamo il risultato di alcune delle simulazioni svolte che permettono di apprezzare l impatto su alcuni clienti idonei della riforma tariffaria. Per alcuni utenti l impatto sarà notevole. La nuova normativa prevede infatti una tariffa a francobollo mentre i corrispettivi di vettoriamento calcolati secondo il dettato della delibera 13/99 dipendono dalla distanza tra punto di immissione e punto di prelievo. Questo dovrebbe comportare un aumento dell esborso per clienti particolarmente vicini al punto di immissione. In particolare per i clienti che si trovavano a meno di trenta chilometri dal punto di immissione gli esborsi per i servizi di trasporto e distribuzione dovrebbero in media raddoppiare e la loro incidenza rispetto al prezzo dell energia elettrica all ingrosso dovrebbe aumentare di circa l 8%. Invece si avranno consistenti risparmi, nell ordine del 25% per i clienti in AT e del 17% per i clienti in MT, per quanti si trovano ad una distanza superiore ai 60 chilometri dal punto di immissione. Vale comunque la pena ricordare che i riferimenti di distanza sono stati eliminati in modo da rendere il regime tariffario più adatto al prossimo sistema di Tab. 1 - Parametri per il calcolo dei vincoli tariffari Tipologie di utenza Vincolo V1 rho1cent. E/punto di prelievo anno rho3 cent E/kWh Tipologie di utenza Vincolo V2 alpha1 cent alpha 2 cent E/punto di E/kW anno prelievo anno alpha 3 cent E/kWh altre utenze BT 17564.7 1.48 altre utenze BT 5760.56 3275.7 0.51 altre utenze MT 838188.88 0.43 altre utenze MT 130 841.77 3622.07 0.52 altre utenze AT 5581427.18 0.36 altre utenze AT 7255855.33 / 0.47 Fonte: AEEG 9
Tab. 2 - Confronto costi vettoriamento nuove tariffe potenza distanza vettoriamento impegnata [cent kw euro/kwh] AT 8000 ore di utilizzo annuo AT 2000 ore di utilizzo annuo MT 7500 ore di utilizzo annuo MT 2000 di utilizzo annuo totale TV1 con rho3 (tras) cent /kwh totale TV1 con CTR cent /kwh TV2 totale cent euro/kwh gammapg cent euro/kwh vettoriamento /gammapg* nuove tariffe/gamma PG* 25000 >60 0.4 0.4 0.4 0.5 6.0 7% 7% 50 0.4 7% 7% 30 0.3 5% 7% 10 0.1 2% 7% 2500 >60 0.7 1.5 1.6 1.9 6.0 11% 29% 50 0.7 11% 29% 30 0.5 8% 29% 10 0.2 3% 29% 2000 >60 1.4 0.5 0.4 1.0 6.8 20% 11% 50 1.3 19% 11% 30 1.1 16% 11% 10 0.6 9% 11% 1000 >60 1.8 0.9 0.9 2.4 6.8 27% 25% 50 1.7 25% 25% 30 1.4 20% 25% 10 0.7 11% 25% *Incidenza del costo di trasporto sul prezzo di riferimento dell energia elettrica all ingrosso al netto dei costi di trasporto Fonte: Elaborazione dati ref.e SERVITEC 10
borsa rispetto ad una disciplina studiata per un regime di contrattazione bilaterale. Infine dalla nostra analisi emerge la persistenza di costi significativamente inferiori per i grandi utilizzatori che sosterranno costi inferiori nell ordine del 70% per l AT e del 50% per la MT rispetto ai piccoli utilizzatori. In conclusione la riforma dei corrispettivi di accesso e d uso delle reti coglie il proprio obiettivo di eliminare possibili elementi di discriminazione tra clienti liberi e vincolati in vista dell avvio della borsa elettrica. Come era prevedibile il cambiamento porterà dei vantaggi per alcuni clienti ed un aumento dei costi per altri. Tuttavia quanto ci sembra più importante è la direzione intrapresa verso un regime, almeno in teoria, meno distorsivo. 11
PANORAMA INTERNAZIONALE L apertura dell upstream del gas in Spagna: i risultati delle aste sui contratti di importazione Si è recentemente conclusa la gara di assegnazione tramite asta del 25% dei contratti di Enagas per l importazione dall Algeria. Il provvedimento, parte del disegno di riforma del settore gas stabilito nel Giugno 2000, vuole avere un impatto significativo nello stimolare la concorrenza nel mercato del gas spagnolo. Il settore del gas naturale in Spagna è destinato ad una forte espansione nei prossimi anni in termini di una quota sempre più consistente rispetto al totale dell energia consumata. Dagli anni Settanta la crescita della quota del gas si è accresciuta dal 2% ad oltre il 10%, con prospettive di crescita fino a ben oltre il doppio del mercato attuale: dai 17 miliardi di mc del 2000 ai 43,4 miliardi del 2010, con una crescita media pari al 15% l anno. Il mercato del gas spagnolo è in effetti, un mercato non maturo: circa il 70% dei consumatori sono concentrati nell industria, il 5% nella generazione termoelettrica mentre gli usi residenziali contano per solo il 20%. Fattori trainanti della crescita dei prossimi anni saranno soprattutto il settore domestico grazie al previsto sviluppo delle reti di distribuzione e dell utilizzo nella generazione elettrica. L offerta è essenzialmente dominata da Gas Natural/ Enagas che ha il controllo sul 100% delle importazioni algerine e sull 85% del mercato. Oltre che da volumi consumati superiori il nuovo mercato del gas in Spagna dovrebbe essere ridisegnato dalle regole introdotte nel Giugno 2000 a seguito del recepimento della direttiva. Punti cardine della riforma sono: - Nessun operatore può immettere gas nel sistema per più del 70% del mercato a partire dal 2004. - Liberalizzazione completa della domanda dal 2003 - Nessun soggetto può detenere una quota superiore al 35% nell impresa di trasporto, Enagas, il che implica la riduzione della quota di Enagas detenuta da Gas Natural. - Riduzione dell 8% delle tariffe di accesso alla rete. - Cessione da parte di Enagas del 25% dei contratti di importazione dall Algeria, pari a 1,4 miliardi di mc di gas/anno - Diversificazione delle forniture: nessun supplier può coprire una quota superiore al 60% della domanda complessiva attraverso la fornitura di un singolo fornitore. Questi, in sostanza gli strumenti predisposti dal governo spagnolo per aprire il mercato: cessione secondo una procedura prefissata di parte dei contratti dal maggior fornitore del mercato iberico per circa il 16% del volume dei consumi spagnoli; cessione da parte di Gas Natural di ben il 65% delle quote nel suo braccio dedicato al trasporto, incentivo alla diversificazione delle forniture, elemento essenziale per un paese praticamente privo di produzione interna. La prima tappa del processo, il programma di gas release, si è concluso con l allocazione dei contratti a BP, Shell e alle quattro principali società elettriche. Risultato dell asta Società milioni mc Iberdola 350 BP 350 Union Fenosa 280 Enedesa 252 Hidrocantabrico 140 Shell 28 Bp e Shell, già presenti sul mercato Spagnolo con quote rispettivamente pari al 6% ed al 2%, hanno ottenuto la fetta maggiore, rispettivamente 350 milioni di mc ciascuno, un quarto del volume complessivo messo all asta e massimo volume assegnabile ad un singolo bidder. Il prezzo per volumi così elevati è stato, tuttavia, superiore di oltre il 3% all offerta 12
media e fino al 5% rispetto ad al prezzo corrisposto da altri competitors. Non diversamente da quanto avvenuto in Italia considerazioni sui vantaggi derivanti dal catturare una fetta di mercato hanno pesato in alcuni casi più di quelle relative all immediato ritorno dell operazione: l alto prezzo corrisposto limita evidentemente le possibilità di concorrenza sul prezzo a valle. Tuttavia, rispetto alle cessioni imposte sui contratti Snam da parte del decreto Letta le differenze sono nel caso spagnolo almeno due: già nel 2004 i contratti ritorneranno ad Enagas quindi il gas release ha valore solo come stimolo nella fase di avvio della liberalizzazione, la cessione è avvenuta in Spagna con procedure che, per quanto siano state soggette a critiche per via di un eccessiva complessità, sono state caratterizzate da maggiore trasparenza. Il ministro dell industria ha, in effetti, reso noto il prezzo medio di cessione (Pta 1,2/thermie), il che ha comportato per Gas Natural un entrata pari a E306m. Non sono comunque mancate critiche sia sulla reale efficacia del programma di gas release predisposto per dare impulso al processo di apertura del mercato sia su alcuni aspetti della procedura seguita per l assegnazione. In effetti, il prezzo pagato dalle società che si sono aggiudicate il gas non lascia presupporre una forte riduzione dei prezzi per gli utenti finali; inoltre, due dei 6 vincitori sono trader già presenti sul mercato spagnolo mentre gli altri quattro sono società elettriche. La concorrenza sul mercato del gas spagnolo, dunque, si giocherà soprattutto nella ingente quota di mercato che la forte crescita della domanda potrebbe lasciare disponibile. Vale la pena sottolineare, infatti, che il settore del gas in Spagna è ancora in gran parte da sviluppare anche in termini di infrastrutture, lo scenario è dunque diverso da mercati europei più maturi, in cui per lo più il gas offerto dai nuovi entranti è gas di sostituzione. La cessione dei contratti algerini, comunque, è stata percepita da diversi operatori come un occasione per entrare in questo mercato con prospettive così allettanti; di qui la partecipazione di ben 14 bidders e le perplessità che gli esclusi hanno sollevato in merito ad alcuni aspetti procedurali. Le offerte sono state scremate in due fasi successive: 1) sulla base del business plan presentato, 2) sulla base del prezzo offerto. Il meccanismo è stato inoltre complicato dall eliminazione delle offerte superiori al 10% dell offerta media, regola volta a limitare i ricavi di Gas Natural. L eliminazione di alcuni bidder sulla base di vizi formali e di carenze nel business plan presentato non è stata neutrale ai fini della definizione del prezzo medio sulla base del quale venivano decise le ulteriori eliminazioni: la bocciatura del business plan di Edison e di Louis Defreyus ha probabilmente innalzato il prezzo medio e comportato l inclusione di Iberdrola e BP e la parallela esclusione di altri soggetti. Al di là degli aspetti procedurali, comunque, l assegnazione tramite asta ha permesso l allocazione di un asset fondamentale nel mercato del gas, i contratti, attraverso meccanismi non discrezionali, elemento sicuramente coraggioso nel processo di liberalizzazione del mercato in Spagna. Resta invece ancora non definita la regolazione del trasporto in termini di tariffe e di codice di accesso alle reti, anche se si attende per i prossimi mesi un altro passo significativo, ovvero la cessione da parte di Gas Natural di ben il 65% delle quote di Enagas. 13
Figura 1 - Evoluzione delle fonti di approvvigionamento Produzione nazionale Algeria Libia Norvegia Australia Paesi del Golfo Trinidad e Tobago Nigeria Altri 200 000 180 000 160 000 140 000 120 000 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000-1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 Fonte: Cedigaz Fig. 2 - Fonti di approvvigionamento Produzione nazionale Algeria Libia Norvegia Paesi del Golfo Trinidad e Tobago Nigeria Altri 11% 2% 1% 5% 4% 13% 59% 5% Fonte: Cedigaz 14
CORPORATE La crisi di Enron: la vicenda, le possibili cause e le implicazioni per gli aspetti regolatori Da protagonista e pioniere mondiale dell energy trading al più colossale crack della storia finanziaria USA e internazionale. Solo un anno fa il gigante dell energia texano Enron rappresentava una success story, veniva indicato come settimo gruppo americano per ricavi, con un fatturato di 101 miliardi di dollari nel 2000, e si era aggiudicato il titolo di impresa più innovativa secondo la classifica di Fortune. Ora il crollo finanziario e gli eventi drammatici delle ultime settimane: mentre i buchi nei conti della società e le alchimie finanziarie utilizzate per nasconderli vengono allo scoperto, la concorrente Dynegy Corp ha ritirato l offerta di acquistosalvataggio con l accusa di disonestà nelle trattative; Standard&Poor ha declassato il debito di Enron a livello di junk, obbligando l azienda a ripagare entro la fine dell anno 3,9 miliardi di dollari di obbligazioni; i titoli hanno subito un crollo vertiginoso in Borsa; la sua piattaforma di trading online ha interrotto le operazioni; infine, il 2 dicembre, la società ha fatto richiesta alla Corte distrettuale fallimentare di New York di amministrazione controllata secondo il Capitolo 11 della legge fallimentare statunitense. Il business. Un mix di audacia, ambizione e arroganza possono spiegare la storia di Enron. Creata nel 1985 dalla fusione di Houston Natural Gas e di un azienda di gasdotti del Nebraska, la società ha conosciuto un primo sviluppo con la liberalizzazione del mercato USA del gas nel 1987. Dal settore del gas ha iniziato poi a diversificarsi nel settore petrolifero, elettrico, dell acqua, delle telecomunicazioni e a partire dalla seconda metà degli anni Novanta, soprattutto grazie all adozione di nuove tecnologie per l intermediazione online, è diventata un leader mondiale nel trading di prodotti energetici e di derivati sull energia, gestendo contratti di scambio di merci fisiche e coperture di rischi futuri. L attività wholesale e di risk management di Enron si estende a molti altri mercati: metalli, carbone, prodotti forestali, fertilizzanti, materie plastiche, weather futures (ovvero tra i servizi offerti rientra anche la gestione del rischio meteorologico). Tre sono le principali aree di business della società: l area Wholesale Services comprende la vendita all ingrosso e la logistica di commodities e i servizi di management del rischio finanziario in tutto il mondo, con la controllata EnronOnline, lanciata nel 1999 e specializzata nel business-to-business sui mercati dei metalli e dell energia, che nel 2000 ha realizzato 550.000 transazioni per un valore complessivo di 330 miliardi di dollari. L area Energy Services svolge attività di business retail e servizi di management dell approvvigionamento e del consumo, con la fornitura di energia elettrica e gas per la clientela sia industriale che commerciale. Infine, l area Global Services, attraverso società sussidiarie, gestisce gli asset del gruppo, compresi gasdotti e oleodotti, svolge le attività di generazione, trasmissione e distribuzione dell energia elettrica nei mercati del nord-ovest degli Stati Uniti e si occupa del business dell engeneering. Nel 2000, l attività wholesale ha contato per il 93% dei ricavi; il business retail dell energia elettrica e del gas per il 4%; infine, il trasporto e la distribuzione per il 3%. Alla strategia multiutility si è affiancata, già dalla fine degli anni Ottanta, una strategia di internazionalizzazione che ha portato il gruppo di Houston a essere attivo in oltre 40 Paesi e che è oggi coordinata da due divisioni: Enron Americas e Enron Europe. La prima gestisce il wholesale business in Nord, Centro e Sud America. La seconda, cui fa capo Enron Metals, uno dei ring dealing members del London Metal Exchange, gestisce il wholesale business in Europa, Giappone e Australia. La presenza europea di Enron, cominciata nel 1989 con la liberalizzazione del mercato elettrico britannico, si è estesa ai Paesi Scandinavi e poi all Italia, Polonia, Turchia e Spagna con un capacità complessiva di 5.974 MW. 15
Grazie a questa strategia di espansione e all adozione delle tecnologie di intermediazione online, il fatturato di Enron è passato dai 9,5 miliardi di dollari del 1995 ai 101 miliardi del 2000. Gli asset gestiti dalla società di Houston a fine 2000 erano valutati 47,3 miliardi di dollari con una rete di oleodotti e gasdotti lunghi 30.000 miglia e 15.000 miglia di reti in fibre ottiche. Gli imputati. La numerosità dei mercati e dei paesi coinvolti danno un idea dell ampiezza, quantomeno potenziale, della crisi finanziaria che il crollo di Enron può causare. Tuttavia, a due mesi dall inizio dello scandalo finanziario, l opacità (se non la falsità) dei conti societari e la complessità della rete di finanza parallela e delle partnership gestite dai top manager della società rendono ancora difficile la comprensione delle cause che ne hanno prodotto il dissesto. Indubbiamente i primi a pagare sono gli azionisti e i dipendenti, i cui fondi pensione erano investiti per il 62% in azioni proprie. Molti sono i soggetti coinvolti e oggi sotto accusa: i revisori dei conti (Arthur Andersen), l autorità di vigilanza della Borsa (Sec), le agenzie di rating, i fondi comuni di investimento, le banche e, ovviamente, il top management della società. La ricostruzione e l accertamento delle responsabilità richiederanno molto tempo. Tra gli imputati ci potrebbe essere anche il mercato o, più precisamente, il trading di derivati sull energia. Quest ultima attività, se non supportata da una forte posizione upstream ovvero dall accesso a risorse energetiche di proprietà, diviene estremamente rischiosa in presenza di un alta volatilità dei prezzi a breve. Gli operatori del settore, compresi i concorrenti del gruppo texano, si sono tuttavia affrettati a sottolineare che la colpa non è né della liberalizzazione dei mercati energetici e nemmeno della rivoluzione avviata da Enron nel campo dell energy trading. Gli aspetti deboli della regolazione. Il crack finanziario di Enon evidenzia la necessità di ripensare le regole di corporate governance e i compiti delle autorità di controllo. Innanzitutto, la Securities and Exchange Commission (Sec) dovrebbe rafforzare i requisiti di trasparenza finanziaria dei conti di bilancio e di informazione al pubblico per le società quotate in Borsa. In particolare, dovrebbero essere vietate le pratiche, ampiamente utilizzate da Enron, di scaricare i debiti su società partner gestite dagli stessi manager della società in modo tale da sottostimare l indebitamento risultante dal bilancio. In secondo luogo, il settore in cui si muoveva Enron era più finanziario che industriale, più di trading di energia e di derivati sull energia che di produzione energetica, e comportava rischi e livelli di esposizione enormi senza che la società, come nel caso delle banche, fosse sottoposta a controlli e obblighi di capitalizzazione e solvibilità. Ma se da un lato la regolazione bancaria appare eccessiva nel caso di Enron, dall altro sembra assurdo che la società fosse esplicitamente esentata dai controlli della Commodity Futures Trading Commission (CFTC), l autorità di regolazione preposta al monitoraggio dei mercati dei derivati sulle commodities (controllo di legalità dei prodotti derivati, disciplina dell accesso dei partecipanti al mercato, obblighi di informazione). In base all Energy Contract Exemption del 1993, infatti, i contratti sui prodotti energetici (ad eccezione di quelli relativi all elettricità) e sui loro derivati sono esclusi dai controlli di legalità della CFTC e, in particolare, non sono soggetti all obbligo di negoziazione in Borsa. Dalle precedenti considerazioni emerge che se da un lato l esistenza di un mercato dei derivati sull energia è auspicabile quale strumento per ridurre il rischio legato alla volatilità del prezzo dell energia, dall altro pone specifici problemi regolatori: si tratta di mediare tra il rischio di un eccesso di regolazione, che potrebbe frenare il processo di innovazione finanziaria e la competitività di un Paese, e il rischio Enron 1. 1 Sugli aspetti economici e regolatori del mercato dei derivati sulle commodities devono riflettere le autorità italiane, soprattutto in vista della previsione legislativa contenuta nel Testo Unico della Finanza emanato nel 1998. Secondo il Testo Unico, diversamente da quanto previsto dal legislatore comunitario, i derivati sulle commodities sono considerati strumenti finanziari e come tali sono soggetti alla disciplina dei mercati finanziari, alla vigilanza della Consob e alla riserva di attività a favore delle imprese di investimento e delle banche. 16
LE INDICAZIONI DEL MERCATO SUI PREZZI DELL'ENERGIA Prezzo dell energia: le attese del mercato Il prezzo dell energia: delibera AEEG 242/01 Come stabilito nella delibera 242/01 dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas del 30 ottobre scorso, per il sesto bimestre 2001 il costo unitario riconosciuto dei combustibili fossili (V t ) risulta pari a 35.040 lire/ Mcal, mentre il parametro C t, che definisce il costo unitario variabile riconosciuto per la generazione termoelettrica, ammonta a 79.190 lire/kwh. Sulla base del valore del C t, il prezzo medio stimato dell energia elettrica all ingrosso (PG) è di 118.890 L/kWh. Con il prossimo aggiornamento, previsto per la fine del corrente mese, l Autorità fisserà i parametri e le componenti della tariffa elettrica validi per il bimestre gennaio-febbraio 2002: è pertanto utile commentare l andamento delle quotazioni sui mercati internazionali dei combustibili fossili e del cambio euro/us$ nel periodo di riferimento (agosto-novembre 2001). L andamento recente delle quotazioni internazionali Nel corso degli ultimi mesi, i mercati internazionali sono stati interessati da consistenti riduzioni nelle quotazioni del petrolio e dei suoi derivati. In particolare, l incertezza scaturita dai tragici fatti dell 11 settembre si è tradotta in un ulteriore indebolimento della domanda, che ha favorito una consistente flessione delle quotazioni del greggio. I prezzi spot del Brent (Crude - Physical Delivery, fob US$/bbl.), varietà di riferimento per i greggi che arrivano sul mercato europeo, hanno infatti registrato un pesante ridimensionamento (nell ordine del 26%), passando dai 25.7 US$/bbl. nella media del mese di agosto ai 18.9 nella media di novembre. Sulla scia del Brent, anche le quotazioni dei greggi di riferimento (Arabian Light, Iranian Light, Saharian Blend, Zuetina) hanno registrato una considerevole riduzione: rispetto al livello di agosto, a novembre la media ponderata dei prezzi mensili FOB breakeven è diminuita del 20%. Infine, si segnala una forte tendenza al ribasso delle quotazioni internazionali degli oli combustibili: in particolare, tra agosto a novembre, il prezzo medio mensile Cif del Btz 1% Fuel Oil Cargoes, quotato sul mercato europeo occidentale, con base ad Amsterdam, Rotterdam e Anversa, è sceso del 22.3%, mentre quello dell Stz Fuel Oil (No. 6, 0.3% S, LoPr), quotato a New York, è diminuito del 13.5%. Una riduzione di entità considerevolmente più modesta è stata registrata dal prezzo medio ponderato Fob del carbone, calcolato sulla base di un paniere di sette differenti varietà di carbone (2 statunitensi, 1 sudafricano, 1 colombiano, 1 cinese, 1 polacco e 1 venezuelano): tra agosto e novembre la caduta è stata del 3.5%. La discesa delle quotazioni non ha interessato i carboni statunitensi Gulf Coast (12500 Btu, 1.0% S, 12% Ash) e Hampton Roads (12500 Btu, 1.0% S, 10% Ash), che si sono sostanzialmente mantenuti stabili. I dati disponibili per il mese di dicembre evidenziano, in concomitanza con un lieve apprezzamento del cambio, una discesa delle quotazioni del greggio: rispetto ai livelli di novembre, infatti, il prezzo spot del Brent registra un nuovo lieve ribasso, pur mantenendosi mediamente su livelli compresi tra i 18 e i 19 US$/bbl. Risultano in leggero calo anche le quotazioni del carbone. L olio combustibile a basso tenore di zolfo (Btz), invece, dopo le pesanti flessioni registrate nel corso dei mesi di ottobre e novembre, mostra segnali di recupero, riportandosi sui livelli di fine ottobre. Il prezzo dell energia elettrica: primo bimestre 2002 L evoluzione degli indici di prezzo dei combustibili fossili è efficacemente sintetizzata dalla Tabella 1. Per il primo bimestre del 2002, l indice dei prezzi in lire del gas, calcolato sulla base della media ponderata delle quotazioni mensili del Btz e dei quattro greggi inclusi nel paniere di riferimento, subirà una flessione del 9.9%. Per l indice dei prezzi in lire degli oli combustibili, calcolato a partire dalla media ponderata delle quotazioni mensili del Btz e dell Stz, 17
Tab.1 - Stima del C t : gennaio-febbraio 2002 Variazioni % nella media del periodo di riferimento Periodo di riferimento (ago. 01- nov. 01) / (giu. 01 - sett. 01) Variazione % Combustibili fossili in dollari: BTZ (1) -8.3 STZ (2) -7.5 P fob Carbone (3) -5.9 Greggi (4) -10.4 Cambio L/US$ (5) -2.3 Indici di mercato in lire Indice oli -9.1 Indice carbone -6.1 Indice gas naturale -9.9 Costo unitario riconosciuto (V t,c t ) -9.0 (1) Olio combustibile a basso tenore di zolfo (1%); calcolato su medie mensili quotazioni SPOT giornaliere Cif Nw e (2) Olio combustibile a bassissimo tenore di zolfo (0.3%); calcolato su medie mensili quotazioni SPOT giornaliere Cif NY (3) Calcolato su medie ponderate di quotazioni mensili di prezzi FOB di un paniere di 7 carboni (4) Calcolato su medie ponderate di quotazioni mensili di un paniere di 4 greggi: Arabian Light, Iranian Light, Saharian Blend, Zuetina. (5) Calcolato su medie mensili. Fonte: Uic quantifichiamo una riduzione del 9.1%. Per l indice dei prezzi in lire del carbone, ottenuto come media ponderata delle quotazioni mensili dei prezzi Fob dei sette carboni rilevanti, valutiamo, infine, una diminuzione del 6.1%. Nel complesso, per il bimestre gennaio - febbraio 2002 prevediamo un ulteriore flessione del costo unitario variabile riconosciuto del 9% rispetto all ultimo bimestre del 2001: il V t passerà da 35.040 a 31.876 lire/mcal, il C t da 79.190 a 72.040 lire/ kwh. Si segnala, inoltre, che la diminuzione del C t determinerà una riduzione del prezzo medio stimato dell energia elettrica all ingrosso: il PG scenderà a quota 111.740 L/kWh, con una flessione del 6% rispetto ai livelli del bimestre novembre-dicembre. Le attese del mercato per i successivi bimestri del 2002 Sulla base della curva dei prezzi future del Brent e dei forward dei tassi di cambio dell euro/us$ (Figura 1), per il secondo bimestre del 2002 le stime ottenute applicando il modello elaborato per Dalmine Energie prevedono un ulteriore discesa del parametro C t a 66.030 lire/kwh, e del V t a 29.217 lire/mcal (-8.3% rispetto al bimestre gennaio-febbraio). Il prezzo all ingrosso stimato per il secondo bimestre registrerà una conseguente flessione a 105.730 lire/kwh. Sulla base delle informazioni contenute nelle quotazioni a scadenza dei derivati finanziari sul cambio e sul dollaro, è su questi valori del V t, C t e PG che i prezzi dell energia si stabilizzeranno nei successivi quattro bimestri del 2002 (Figura 2). 18
Fig. 1 - Le esogene della previsione 75 Prezzo in lire/bbl. Prezzo del Brent in migliaia di lire 65 55 45 35 00 a l o 01 a l o 02 a l o Fonte: Consuntivi UIC-cambio, Datastream-Brent Crude-Phisical Del. Elaborate a partire dai prezzi a termine del Brent-IPE e dei prezzi forward del tasso di cambio del 17/12/01 Fig. 2 - La previsione del C t 100 90 80 70 60 50 40 99.6 96.0 Lire/kWh 83.5 83.5 83.5 Var. % 79.2 72.0 66.0 66.0 66.0 66.0 66.0 8.2-3.7-5.2-9.0-8.3-12.9 20 15 10 5 0-5 -10 30-15 01 m m l s n 02 m m l s n Fonte: "Osservatorio Energia" - Ref.Irs su modello sviluppato per Dalmine Energie. Previsioni elaborate a partire dai prezzi a termine del Brent-IPE e dei forward del tasso di cambio del 17/12/2001 19
CONGIUNTURA Panorama sulle borse elettriche europee: novembre 2001 APX. Dopo la pausa di ottobre, i prezzi della borsa elettrica più volatile d Europa tornano ad oscillare in maniera vertiginosa passando da livelli minimi di 0,03 Euro/MWh a vette di 600 Euro/MWh. Picchi di prezzo intorno ai 300 Euro/MWh si sono verificati all inizio e a metà del mese, quando anche le borse tedesche riportano valori di scambio dell energia elettrica più alti della media e persistenti oscillazioni. Le quantità medie scambiate in borsa sono rimaste sostanzialmente invariate rispetto al mese di ottobre (una leggera flessione del 1,8%). EEX. Elevata volatilità dei prezzi soprattutto nella seconda metà del mese e una riduzione delle quantità scambiate (8% in meno rispetto a ottobre) hanno caratterizzato l European Energy Exchange. Il picco massimo di prezzo (85 Euro/MWh) è stato raggiunto il giorno 14 ore 17-18. Per il resto del mese i prezzi hanno oscillato fortemente dai 20 ai 75 Euro/MWh. LPX. Due sono gli eventi degni di nota per la borsa elettrica di Lispia a novembre: un sostanziale aumento dei volumi medi scambiati (circa il 30% in più rispetto ad ottobre) con un trend crescente fino a metà mese e che scende verso la fine; prezzi fortemente più oscillanti intorno al loro valore medio (che è salito del 30% rispetto ad ottobre) con un unico elevatissimo picco di 200,02 Euro/MWh rilevato il giorno 13 tra le ore 17-18. A partire da questo picco la volatilità dei prezzi è rimasta forte per tutto il mese con una variabilità tra i 20 e i 70 Euro/MWh. L aumento dei prezzi medi è spiegato da una domanda molto sostenuta a novembre, anche se non sempre gli alti prezzi si verificano quando la domanda aumenta: ad esempio il picco del 13 si è registrato in occasione di una domanda media (2708 MWh) se consideriamo che il carico massimo del mese è stato di 4.248 MWh. E evidente allora la forte correlazione tra i prezzi e le quantità scambiate nelle due borse tedesche: l intensa attività di arbitraggio tra le due borse testimoniata dallo spostamento di una parte della domanda da EEX a LPX e l eventuale opportunità di gaming dei produttori potrebbero spiegare la volatilità delle due borse tedesche a novembre. OMEL. Buona la performance della borsa elettrica spagnola a novembre: i prezzi medi sono calati rispetto al mese scorso (dell 11,4% che sale a 12,8% nelle ore di punta) e i volumi scambiati sono invece aumentati in media dell 8% con un trend crescente lungo tutto il mese. Tuttavia la borsa ha registrato una serie di picchi di prezzo molto elevati che hanno toccato per la prima volta la soglia dei 100 Euro/MWh (un livello molto elevato rispetto a quello di novembre 2000): il massimo è stato di 106,3 Euro/MWh registrato anche in questo caso il 14; si tratta di eventi isolati che hanno riguardato solo poche ore. NordPool. La performance della borsa scandinava a novembre è di nuovo la migliore rispetto a quella delle altre borse europee. Tuttavia, rispetto al mese precedente, riscontriamo prezzi medi più alti (del 12%) e volumi che sono cresciuti ad un tasso superiore a quello dei prezzi (del 23%). I quali si sono rivelati meno volatili mantenendosi quasi sempre al di sopra dei 20 Euro/MWh e superando solo una volta i 30 Euro/MWh. 20