Previsivo Osservatorio Energia

Ricerche per l Economia e la Finanza Previsivo Osservatorio Energia Anno I - numero 2 Lo scenario di borsa per il secondo semestre 2004 A più di due mesi dall avvio della borsa la principale questione che si pone agli operatori del settore riguarda l impatto del nuovo sistema delle offerte sull andamento dei prezzi di mercato. Questo secondo numero del Previsivo dell Osservatorio Energia intende rispondere a tale esigenza analizzando i principali fattori che guideranno il comportamento dei generatori in borsa e i loro effetti sull andamento dei prezzi. Per poter affrontare questa sfida sono stati sviluppati nuovi strumenti di analisi e simulazione dei prezzi, che non hanno la pretesa di prevedere puntualmente gli esiti del mercato, ma intendono evidenziare i possibili trend e gli elementi che ne stanno alla base, fornendo un risultato complessivamente rappresentativo della nuova realtà rispetto al precedente regime regolato. Gli scenari proposti sono ottenuti tramite l utilizzo degli strumenti di previsione apprestati da ref. descritti per sommi capi nell ultima pagina. Questi i risultati principali. Le previsioni di domanda considerano un andamento delle temperature estive in linea con le medie stagionali. Questo elemento, unito allo scarso incremento della produzione e al rallentamento della crescita dell intensità energetica, dovrebbe ridurre la domanda estiva del 3.2% rispetto allo scorso anno. In seguito si prevede una ripresa del trend che determina un tasso di incremento medio tendenziale superiore al 3% negli ultimi mesi dell anno. Un elemento di sostegno ai prezzi è rappresentato invece dalle elevate quotazioni dei combustibili, che si mantengono sostenute fino a dicembre 2004. La simulazione dei prezzi strategici indica come, rispetto al corrispondente valore del PGn, il prezzo medio di borsa nel periodo aprile-maggio potrebbe presentare un incremento del 10.7% in media semplice e dell 11.9% sulla media ponderata per il fabbisogno di sistema. L andamento dei prezzi nei mesi estivi risente favorevolmente di una prevista riduzione della domanda rispetto al 2003 e di una maggiore disponibilità del parco garantita anche dall entrata di nuovi impianti. I prezzi di giugno e luglio risultano quindi contenuti e rispettivamente pari a 51.4 euro/mwh e 57.3 euro/mwh. A tale risultato concorre anche l ipotesi di una bassa indisponibilità per manutenzione che si concentra maggiormente ad agosto. Ciò determina un impennata dei prezzi in questo mese con un valore medio che si attesta a 71.0 euro/mwh. Una diversa programmazione delle manutenzioni potrebbe quindi portare ad un anticipazione dei picchi di prezzo a giugno e luglio, contenendo invece i risultati relativi al mese di agosto. Nei mesi autunnali ed invernali si registra invece una maggiore tensione sui prezzi che porta i livelli medi delle simulazioni a superare sensibilmente i corrispondenti valori del PGn. In particolare risultano critici i mesi di settembre e dicembre con prezzi che raggiungono i 74.4 euro/mwh e 79.2 euro/mwh in media ponderata per il fabbisogno. La distribuzione dei prezzi per fascia oraria conferma i cambiamenti manifestatisi rispetto al regime vincolato. I differenziali tra le ore di alto carico risultano più contenuti di quanto previsto nel precedente regime regolato, tanto da configurare una sostanziale suddivisione tra ore di peakload e ore di baseload. Risultano invece elevati gli spread tra prezzi medi di fascia nei diversi mesi, evidenziando la necessità di un adeguamento nella definizione dei blocchi di ore rilevanti rispetto alle effettive condizioni di domanda e offerta nell anno. Soci sostenitori AceaElectrabel Produzione SpA, AEM Milano, AMPS Energie Srl, ASM Brescia, Assoelettrica, Centro Energia Gas (Foster Wheeler, Gruppo Merloni), Confindustria, Dalmine Energie, EDF Energia Italia, Edison, Electra Italia, Enel SpA Corporate Finanza e Amministrazione, Energia, ENI, Ferrero SpA, Servizio Studi Banca Intesa, Italgen SpA, Italgas, Multiutility, Pirelli SpA, Unicredit Banca Mobiliare, World Energy

Indice INDICE BORSA ELETTRICA E MERCATO NEL SECONDO SEMESTRE 2004...3 Lo scenario di mercato nella seconda parte del 2004...3 Prezzi concorrenziali e prezzi strategici... 4 Un'estate relativamente tranquilla... 4 Un autunno caldo... 6 I prezzi per fascia... 6 Realtà e simulazioni... 8 IL FABBISOGNO DI ENERGIA ELETTRICA NEL 2004-2005...9 L'andamento medio nazionale nei primi mesi del 2004: trend in diminuzione...9 La domanda territoriale: crescono Centro-Nord, Centro-Sud, Sud e Triveneto, soffre la Lombardia... 10 Le previsioni della domanda nazionale del periodo maggio-dicembre 2004 e del 2005... 11 Il fabbisogno alla punta oraria: nel 2004 punta invernale ancora superiore a quella estiva...12 L'ANDAMENTO DEI PREZZI DEI COMBUSTIBILI FOSSILI NEL 2004-2005... 14 Previsivo Osservatorio Energia Quadrimestrale Responsabile del Previsivo: Nicola Gallo Gruppo di lavoro: Nicola Gallo, Edoardo Settimio, Claudia Checchi Comitato Scientifico dell'osservatorio R. Artoni, G. Martini, L. Parisio, M. Polo, P. Saraceno, C. Scarpa, G. Vaciago Editore: Ricerche per l Economia e la Finanza srl via Gioberti 5-20123 Milano www.ref-online.it Segreteria, editing e grafici: Dalia Imperatori Telefono: 02.43441022 - Fax: 02.43441027 e-mail: dalia@ref-online.it numero 2 2

I prezzi degli input Borsa elettrica e mercato nel secondo semestre 2004 A più di due mesi dall avvio della borsa elettrica il nuovo scenario di mercato richiede un approccio che consenta di leggerne il funzionamento e la possibile evoluzione. Per rispondere a queste esigenze e affrontare le principali questioni che interesseranno il prossimo futuro ref. ha sviluppato nuovi strumenti di analisi sui cui risultati si concentra questo secondo numero del previsivo. L obiettivo è quello di analizzare i fattori che guideranno l evoluzione dei prezzi di borsa nella seconda parte del 2004, evidenziando come: - le condizioni di esercizio del parco impianti, - l andamento dei costi di generazione, - l evoluzione della domanda, incidano sul comportamento degli operatori e sui prezzi dell elettricità, con esiti che possono risultare profondamente diversi da quelli prodotti nel precedente regime regolato. Per potere effettuare questo tipo di analisi, alle consuete elaborazioni si è quindi aggiunto lo sviluppo di un modello di simulazione del comportamento strategico degli operatori, che consideri le principali determinanti del gioco concorrenziale e del comportamento di offerta sulla borsa (vedi ultima pagina per ipotesi sottostanti). L analisi non ha certamente la pretesa di essere esaustiva e i risultati sono strettamente legati alle ipotesi che ne stanno alla base. Riteniamo comunque che le considerazioni che seguono possano fornire delle indicazioni utili ad evidenziare come le condizioni di domanda e offerta influiscano sull evoluzione dei prezzi nel nuovo contesto di borsa. Lo scenario di mercato nella seconda parte del 2004 Nonostante in alcuni mesi, come evidenziato in seguito, il prezzo di borsa potrebbe risultare sensibilmente inferiore rispetto al corrispondente prezzo regolato, i risultati delle simulazioni (tabella 1) indicano come esso potrebbe subire un incremento del 10.7 % in media semplice e dell 11.9 % in media ponderata per il fabbisogno rispetto al PGn medio nell intero periodo di funzionamento del sistema delle offerte (apriledicembre). I fattori che portano a tale risultato sono sostanzialmente di due ordini. Il primo è rappresentato dalle modalità di trasferimento dei costi di combustibile sul prezzo dell elettricità. La previsione di un costante incremento dei prezzi degli input per la generazione ha infatti un ruolo non marginale nel determinare gli scostamenti rispetto al regime regolato in cui l aggiornamento per il prossimo trimestre ancora non includerebbe gli aumenti degli ultimi mesi. Il secondo e più importante fattore è però dato dalle ampie opportunità di comportamento strategico che si presentano agli operatori, nonostante le misure predisposte dall AEEG con la delibera 21/04 (come successivamente modificata dalla delibera 49/04). Si può quindi concludere che, al di là dell andamento del petrolio, ci si può attendere un periodo di prezzi sostenuti sino a quando le condizioni strutturali di mercato non siano tali da introdurre un maggiore livello di concorrenza nell offerta, evento che non pare avvenire se non a partire dal 2006. Oltre al risultato medio dell anno, il dato più interessante è però costituito dalle modalità con cui si giunge a tale esito e in particolare da come il profilo dei prezzi si dovrebbe modificare rispetto al sistema di fasce definito dal GRTN. Le determinanti di domanda e offerta per la seconda metà del 2004 disegnano uno scenario per alcuni versi rassicurante e che sembra comportare risultati in contrasto con le principali attese del mercato. L evoluzione dei prezzi è guidata da una domanda con tassi di crescita negativi durante i mesi estivi, cui segue una ripresa a partire dall autunno e da prezzi dei combustibili elevati fino alla fine dell anno. Tabella 1 - Prezzi medi periodo aprile-dicembre media semplice media ponderata* Prezzi simulati 58.024 62.103 PGn 52.416 55.481 Fonte: El-fo ed elaborazioni ref. * media ponderata per il fabbisogno di sistema numero 2 3

euro/m Wh 80 Figura 1 - Prezzi medi ponderati 75 70 65 60 55 50 45 40 Giu Lug Ago Set Ott No v Dic prezzo strategico prezzo concorrenziale PGn Fonte: El-fo ed elaborazioni ref. M esi Per quanto riguarda il parco ci si attende invece una maggiore disponibilità di capacità produttiva legata all entrata di nuovi gruppi termoelettrici, al ripristino degli impianti turbogas precedentemente dismessi dall Enel e ai maggiori apporti naturali nei bacini idroelettrici. Il risultato finale di questa serie di fattori, come evidenziato in figura 1, è un relativo contenimento dei prezzi durante il periodo estivo, che risulta molto meno critico rispetto a quanto avvenuto l anno scorso, ed il rinvio delle tensioni di prezzo ai mesi successivi, con evidente sfasamento rispetto alla composizione in fasce orarie definita dal GRTN. Prezzi concorrenziali e prezzi strategici A tale proposito è interessante distinguere l andamento dei prezzi concorrenziali, basati sul puro costo variabile dell impianto marginale in ipotesi di dispacciamento ottimo, da quello dei prezzi strategici, che tengono conto del possibile comportamento di offerta degli operatori. Come si può notare essi non solo si discostano dall andamento che assumerebbe il PGn, ma anche tra di loro presentano sensibili differenze. L analisi delle cause di tali differenze consente di evidenziare i fattori che influenzano l andamento dei prezzi simulati da un punto di vista sia strutturale che strategico. Il confronto con il valore teorico del PGn contribuisce invece a spiegare quali cambiamenti si siano prodotti con l avvio del sistema delle offerte e le motivazioni per cui il confronto puntuale con il valore del prezzo regolato non fornisca un utile termine di riferimento per valutare il trend complessivo dei prezzi di mercato. Un estate relativamente tranquilla Dalle analisi effettuate il prezzo nei mesi di giugno e luglio potrebbe risultare sensibilmente inferiore al prezzo che si sarebbe prodotto nel precedente regime regolato, facendo rientrare i timori sui rincari dovuti all effetto borsa e sulla riproposizione del rischio black out nelle forniture. Le cause del possibile contenimento dei prezzi nel corso dei mesi di giugno e luglio è riconducibile principalmente a due fattori: - Maggiore disponibilità di capacità. Rispetto alla situazione determinatasi nel 2003 il parco impianti italiano dovrebbe garantire una maggiore capacità di copertura delle punte di fabbisogno. Le entrate in funzione di nuovi impianti termoelettrci, come quello di Ferrera Erbognone e Ravenna, unito al ripristino dei turbogas dell Enel dovrebbe infatti portare a un incremento di capacità quantificabile in 2650 MW. A questo fattore si unisce anche una positiva congiuntura per quanto riguarda il regime idrico, che comporta una maggiore producibilità da parte degli impianti idroelettrici ed evita al contempo le limitazioni alla producibilità degli impianti termoelettrici che si era verificata la scorsa estate. - Riduzione del fabbisogno. Come approfondito nei paragrafi successivi, la prospettiva di un livello di temperature che rientrino sulle medie stagionali, unito numero 2 4

alla sfavorevole congiuntura economica e ad una ridotta crescita dell intensità energetica portano a prevedere una riduzione della domanda pari intorno al 4% a giugno e luglio. La punta di domanda estiva, nonostante il trend di convergenza rispetto a quella invernale dovrebbe risultare quindi relativamente contenuta e raggiungere un valore inferiore a 52.5 GW rispetto ad una punta di 54.8 GW attesa a dicembre. A tali fattori, che fanno da calmiere al prezzo medio di mercato, se ne aggiungono però altri che contribuiscono ad incrementare i costi di generazione: - Riduzione della capacità di importazione. In contrapposizione all evoluzione positiva del parco nazionale si registra il mantenimento delle riduzioni imposte alla capacità di importazione in attesa della messa in sicurezza delle linee di interconnessione. Il mantenimento di tale regime comporta una riduzione media oraria dell import stimata vicina a 1 GWh rispetto allo scorso anno (-15%), che attenua parzialmente ma non interamente il contributo alla sicurezza dovuto alla crescita della capacità nazionale. - Incremento dei prezzi dei combustibili. Le tensioni sul mercato petrolifero, come approfondito di seguito, portano a prevedere un perdurare degli incrementi nei prezzi dei combustibili per la generazione nel corso dei mesi estivi. L effetto complessivo di questi elementi determinerebbe sì un aumento dei prezzi medi di mercato in giugno/luglio, ma in misura minore a quanto temuto, portando a livelli decisamente inferiori a quelli corrispondenti del PGn, il quale peraltro non sconta neanche l incremento dei costi di combustibile dei mesi in esame. Il trend subisce nella simulazione una netta inversione a partire dal mese di agosto, in cui il livello del PGn risulta essere inferiore sia al prezzo concorrenziale, ma soprattutto a quello strategico. A tale proposito è necessario puntualizzare come questi risultati siano influenzati dalle ipotesi di manutenzione considerate nelle simulazioni. La figura 2 riporta la percentuale del parco termoelettrico che subisce interventi di manutenzione nel periodo giugno-dicembre. Come si può notare le ipotesi adottate per quanto riguarda le manutenzioni presentano un elevato livello di interventi nel mese di agosto. Tale fattore comporta una riduzione della riserva media e di quella di punta, determinando una decisa crescita dei prezzi concorrenziali, ma soprattutto degli spazi di manovra delle imprese di generazione che incide in modo evidente sul livello di prezzo strategico indicato nella figura 1. Una diversa programmazione delle manutenzioni potrebbe quindi portare ad una anticipazione nella crescita dei markup sul prezzo da parte delle imprese, già a partire dai mesi di giugno e luglio, riducendo al contempo il livello relativo al mese di agosto. % 16 Figura 2 - Percentuale parco termico in manutenzione 14 12 10 8 6 4 2 0 Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Fonte: El-fo Mesi numero 2 5

Un autunno caldo La sostenuta crescita del prezzo strategico nel mese di agosto si mantiene nei mesi successivi con un ulteriore aumento a settembre e una riduzione nei mesi di ottobre e novembre che precede i picchi di dicembre. L andamento dei prezzi concorrenziali risulta invece molto più stabile. Il livello sostenuto rispetto ai mesi precedenti è dovuto alla ripresa della crescita della domanda, che rispetto al 2003 presenta incrementi mediamente pari al 3.2% nel periodo settembredicembre. L andamento dei prezzi strategici assume però una variabilità molto maggiore dovuta agli incentivi ad incrementare i markup soprattutto in alcuni periodi. Come si può notare dalla figura 3, gli spazi strategici sono strettamente legati all andamento del margine di riserva, oltre che al livello assoluto del fabbisogno. Nonostante la capacità sul sistema risulti sufficiente a garantire la sicurezza e non comporti alcun rischio di interruzione delle forniture si può notare come nel mese di settembre, in corrispondenza di un margine di riserva medio che raggiunge il minimo livello dell anno si manifestino prezzi elevati, che poi subiscono una decisa riduzione nei mesi successivi, quando il rapporto tra capacità disponibile e fabbisogno aumenta. Nel mese di dicembre, invece, nonostante un apprezzabile livello di riserva medio, si presenta un certo numero di ore critiche, come confermato dal livello di riserva alla punta, che potrebbe portare a picchi di prezzo incrementando la volatilità e il prezzo medio di mercato. I prezzi per fascia Oltre al trend di prezzo medio è interessante analizzare il dettaglio dei risultati per quanto riguarda la distribuzione per fascia oraria, come riportato in tabella 2 e tabella 3 (a fini di confronto vengono % 50 Figura 3 - Percentuale di riserva media e alla punta 45 40 35 30 25 20 15 10 Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic riserva oraria media riserva alla punta Fonte: El-fo Mesi Tabella 2 - Media semplice dei prezzi strategici per fascia (Simulazione 2004) mese F1 F2 F3 F4 Totale Apr 64.583 65.048 36.100 47.880 Mag 66.208 64.955 33.395 46.149 Giu 70.906 65.990 30.930 32.560 48.142 Lug 78.284 73.521 36.451 36.686 54.003 Ago 88.992 76.395 61.371 64.470 67.091 Sep 107.365 102.059 87.671 43.738 69.493 Ott 79.761 84.147 43.157 58.488 Nov 84.593 80.064 83.312 42.066 58.239 Dic 106.992 101.852 118.898 58.549 72.464 Totale 83.901 79.259 75.249 44.641 58.024 Fo nte: El-fo numero 2 6

Tabella 3 - Media ponderata per il fabbisogno dei prezzi strategici per fascia (Simulazione 2004) mese F1 F2 F3 F4 Totale Apr 64.949 65.506 36.974 50.700 Mag 66.342 65.076 34.073 49.103 Giu 71.261 66.514 30.947 33.146 51.397 Lug 78.887 73.978 36.357 36.798 57.303 Ago 90.238 78.925 62.292 68.378 71.055 Sep 107.733 102.273 88.515 44.517 74.438 Ott 79.895 84.181 44.041 61.994 Nov 84.606 80.073 83.324 42.863 61.960 Dic 107.262 102.009 119.251 64.050 79.161 Totale 84.688 80.033 76.418 46.792 62.103 Fo nte: El-fo indicati anche i risultati della simulazione per i mesi di aprile e maggio). Anche in questo caso si riscontrano notevoli differenze tra i prezzi simulati ed il corrispondente livello del PGn. Come già riscontrato nel funzionamento della borsa la differenza tra le fasce di alto carico risulta essere minore rispetto a quella prevista per il PGn, tanto che di fatto si configurano due fasce di prezzo effettive: una peak load e una base load. La tendenza sembra mantenersi anche nei mesi che presentano ore di fascia F1. I differenziali di prezzo tra le ore di altissimo carico (F1) e quelle di medio carico (F3) sono infatti decisamente inferiori a quelli che venivano applicati nel regime regolato. Si può notare inoltre come, con il progressivo incremento del livello medio di fabbisogno (figura 4), il prezzo medio per fascia cresca di conseguenza nei diversi mesi (figura 5). Per quanto riguarda i mesi estivi in particolare si nota il basso livello di prezzo medio nelle ore di F3. Ciò è dovuto al fatto che in questo periodo la fascia F3 corrisponde ad una sola ora (dalle 6 alle 7 del mattino) in cui il prezzo si mantiene a livelli contenuti per cominciare a crescere nelle ore successive. Un deciso cambiamento si riscontra nel mese di agosto, in cui il prezzo risulta molto elevato anche nelle ore di F4. Ciò è causato da quanto già evidenziato in precedenza. L elevato livello di manutenzioni assegnato a questo mese rende il mercato meno concorrenziale provocando due effetti. In primo luogo l incentivo al mantenimento di prezzi sostenuti si manifesta anche durante le ore notturne. Il profilo di prezzo di agosto risulta quindi differente dagli altri mesi in quanto l elevato prezzo medio è legato ad un andamento che presenta meno picchi ma prezzi tipicamente maggiori nelle ore vuote rispetto agli altri mesi dell anno. In secondo luogo un contributo determinante all incremento del prezzo medio nelle ore F4 è dato dalle settimane a cavallo di ferragosto, in cui tutte le ore appartengono a questa fascia, ma i prezzi non subiscono forti riduzioni rispetto agli altri giorni del mese. MWh 55000 Figura 4 - Fabbisogno medio orario per fascia 50000 45000 40000 35000 30000 25000 Giu Lug Ago Set Ott No v Dic F1 F2 F3 F4 Fonte: El-fo M esi numero 2 7

euro/m Wh 125.00 0 115.000 105.00 0 95.000 85.000 75.000 65.000 55.000 45.000 35.000 25.000 Figura 5 - Media oraria dei prezzi ponderati per il fabbisogno per fascia Giu Lug Ago Set Ott No v Dic F1 F2 F3 F4 Fonte: El-fo M esi Un altro spunto interessante è dato dal fatto che fino a settembre, nonostante i ridotti spread, i prezzi medi per fascia rispettano comunque l ordinamento delle fasce, mentre a partire da ottobre tale ordinamento non viene più rispettato e in particolare i prezzi di F3 risultano essere i maggiori del mese. Tale indicazione deriva dal fatto che il modello adottato disegna le strategie basandosi sul dispacciamento del parco termoelettrico, il cui profilo di carico risulta differente rispetto a quello del fabbisogno di sistema. Accade quindi che la punta di produzione termoelettrica possa non coincidere con quella del fabbisogno giornaliero e ciò determina l inversione nell ordinamento dei prezzi tra le fasce orarie. È possibile che le modalità con cui i generatori definiscono le offerte sul mercato sia maggiormente legata al carico complessivo e alla composizione delle fasce orarie, ma tenendo conto del fatto che l idroelettrico è maggiormente concentrato nella zona più concorrenziale del sistema, il Nord, non è escluso che il fenomeno riscontrato nelle simulazioni non possa in qualche misura presentarsi in futuro. Realtà e simulazioni A conclusione dell analisi riteniamo utile richiamare quanto detto nella premessa e sottolineato in alcuni punti per chiarire come vadano letti i risultati sin qui riportati e quale sia il loro valore. L esito delle simulazioni è il frutto delle ipotesi assunte circa la disponibilità del parco e l andamento del fabbisogno. Lo sviluppo di un modello di comportamento strategico, inoltre, richiede necessariamente di astrarre rispetto ad alcuni elementi della realtà per consentire di individuare i vincoli e le variabili più rilevanti nel determinare le decisioni di generatori che intendano massimizzare i propri profitti. È quindi possibile che il reale comportamento di offerta sul mercato si discosti rispetto a quanto indicato dalle simulazioni. Le cause possono essere molteplici: un andamento delle principali variabili strutturali (fabbisogno, prezzi dei combustibili, margini di riserva, caratteristiche del parco) diverso rispetto a quanto ipotizzato, oppure elementi di giudizio rilevanti nella realtà (rischio regolatorio, vincoli politici, struttura dei contratti OTC ) e non considerati nella sua modellizzazione. L andamento dei prezzi nella prima parte di giugno sembra confermare tale rischio con livelli di prezzo medio che, al momento in cui si scrive la presente pubblicazione, risultano essere mediamente superiori a quelli simulati, in particolare nelle ore di fascia F1. Ciò può essere dovuto all influenza che la struttura delle fasce orarie ancora gioca rispetto al comportamento del mercato, ma anche a fattori quale il livello di disponibilità del parco, che come abbiamo detto potrebbe comportare un anticipazione degli incrementi di prezzo a giugno e luglio con un conseguente decremento nel mese di agosto, rispetto a quanto indicato. Tenendo quindi conto delle necessarie cautele e del possibile scostamento della realtà rispetto all analisi qui proposta, riteniamo che essa possa assolvere all obiettivo di indicare i fattori che spingono l evoluzione dei prezzi indicando il trend generale e un risultato complessivo rappresentativo della nuova realtà di mercato rispetto al regime precedente. numero 2 8

Il fabbisogno di energia elettrica nel 2004-2005 Si segnala il rallentamento del trend dei consumi elettrici, che negli anni scorsi era guidato soprattutto dall aumento dell intensità, nonostante la congiuntura sfavorevole, e che da alcuni mesi appare in decelerazione. La situazione non appare omogenea su tutto il territorio nazionale: a fronte degli elevati tassi di crescita di alcune regioni del Centro-Nord, del Centro Sud e del Sud si confermano le oramai persistenti difficoltà della Lombardia, causate principalmente dalla crisi dell industria di base. Le previsioni per l anno in corso sono riviste al ribasso rispetto al numero precedente: la crescita non dovrebbe essere superiore allo 0.5% in media annua, anche ipotizzando una ripresa del trend di crescita dell intensità elettrica. Tale risultato consegue dall ipotesi di temperature estive in media stagionale, quindi decisamente inferiori a quelle dello scorso anno, che dovrebbero portare a tassi di crescita negativi nei mesi caldi. In virtù di questo, la punta estiva dovrebbe risultare ancora inferiore a quella invernale, anche se la diffusione di condizionatori registrata lo scorso anno potrebbe determinare una maggiore elasticità alle temperature per effetto trascinamento. Di seguito analizziamo i risultati dei primi mesi del 2004, per poi passare ad individuare le determinanti delle nostre previsioni per la restante parte dell anno e per il 2005. L andamento medio nazionale nei primi mesi del 2004: trend in diminuzione Nei primi quattro mesi del 2004 la domanda di energia elettrica in Italia è cresciuta dell 1.6% rispetto all anno precedente 1, il tasso di crescita più basso dal 2000, registrato peraltro nonostante 2 giorni lavorativi ed un giorno festivo (visto l anno bisestile) in più del 2003: al netto di tali fattori, la crescita, infatti si riduce allo 0.5% Lo scarso aumento dei consumi, comunque, è attribuibile anche agli effetti climatici. I primi mesi dell anno, difatti, hanno fatto registrare temperature abbastanza miti: in particolare nel mese di febbraio le temperature sono state superiori di circa 3.5 gradi rispetto al 2003 2. Scorporato anche l effetto delle temperature, la crescita tendenziale dei consumi elettrici risulta vicina allo 0.9%, pressoché in linea con quella del prodotto interno lordo nel primo trimestre dell anno (+0.8%)(tabella 4). La bassa crescita dei consumi rispetto al Pil segnala una decelerazione nell incremento dell intensità elettrica, che dal 1999 in poi aveva indotto un tasso di crescita dei consumi (al netto dei fattori stagionali) decisamente superiore rispetto a quello del Pil. Peraltro già nell ultimo trimestre del 2003 si è assistito ad una minore crescita del fabbisogno. Difatti, mentre in tutto Tabella 4 - Tasso di incremento annuo (valori %) Media 1994/1998 Media 1999/2002 2003 Gennaio-Aprile 2004 PIL destagionalizzato 2.0 1.7 0.4 0.8** Produzione Industriale m.g. 2.4 0.3-1.0-0.2 Domanda elettrica 2.5 2.7 2.9 1.6 Domanda elettrica, destagionalizzata e a temperature costanti 2.4 3.2 1.0 0.9 *Dati di consumo provvisori, fonte Grtn **Crescita tendenziale, I trimestre 2004 Fonte: Elaborazioni ref. su dati Grtn ed Istat Crescita consumi, % 1 I dati di consumo elettrico italiano si riferiscono all 87% circa della rete nazionale (fonte Grtn). 2 Le temperature nazionali sono calcolata come media ponderata delle temperature delle stazioni di Cagliari, Milano, Firenze, Palermo, Napoli, Roma Fiumicino, Torino e Venezia. I pesi della ponderazione sono i consumi elettrici dei compartimenti di appartenenza di queste città sul totale nazionale. numero 2 9

il 2003, in media, i consumi sono cresciuti del 2.9% (che diventa 1.2% al netto di fattori stagionali e temperature) a fronte di una crescita del Pil annuo dello 0.5%, nel quarto trimestre dell anno scorso l incremento è risultato pari allo 0.3% (0.5% a parità di giorni lavorativi e condizioni climatiche) a fronte di un tasso di crescita del Pil trimestrale dello 0.1% rispetto allo stesso periodo del 2002. E ancora prematuro dire se tale fenomeno sia destinato a persistere: la crescita dell intensità degli ultimi anni è attribuibile soprattutto al basso livello di consumi elettrici in rapporto al prodotto dell Italia rispetto agli altri paesi industrializzati, in particolare nel settore terziario e in quello domestico, e quindi potrebbe riprendere a seguire un trend più marcato già dai prossimi mesi. Passando all analisi dei diversi mesi, la figura 6 confronta l andamento del primo quadrimestre del 2004 sia con quello che si avrebbe con giorni e temperature analoghe all anno precedente che con quello dello stesso periodo del 2003: al netto di fattori stagionali e temperature la crescita rispetto al 2003 risulta in rallentamento negli ultimi due mesi (rispettivamente +0.5% e +0.8%, contro +1% e +1.4% di gennaio e febbraio), anche in virtù di un ulteriore peggioramento del ciclo economico (diminuzione della produzione industriale rispetto allo scorso anno a marzo e previsioni simili ad aprile). La domanda territoriale: crescono Centro-Nord, Centro-Sud, Sud e Triveneto, soffre la Lombardia Scendendo a livello territoriale, i primi mesi del 2004 confermano in gran parte le indicazioni del 2003: i compartimenti italiani crescono a ritmi decisamente differenti. La tabella 5 riporta i tassi di crescita della domanda compartimentale nei primi mesi del 2004 e li affianca agli incrementi medi dei consumi dal 1995. Poiché gli alti tassi di crescita medi del 2003 sono dovuti in buona parte all effetto delle temperature estive, per un confronto più agevole, nella tabella sono stati riportati anche i tassi di crescita tendenziali dei mesi primaverili e autunnali, meno condizionati dagli effetti climatici. Come già avvenuto lo scorso anno, nel primo quadrimestre del 2004 la crescita del fabbisogno totale è stata guidata principalmente dai compartimenti del Centro Nord, del Centro Sud e del Sud, con tassi decisamente superiori rispetto alla media: in particolare il compartimento Toscana-Emilia Romagna è cresciuto ad un tasso medio del 4.6%, il compartimento Napoli (Campania, Puglia, Basilicata e Calabria) ha avuto un incremento del 3.2% e quello denominato Roma (Lazio, Umbria, Marche, Abruzzi, Molise) intorno al 2.4%. Rispetto allo scorso anno, peraltro, si nota anche un inversione di tendenza del Triveneto, che sembra aver ripreso la sua corsa dopo lo stop dello scorso anno, quando era risultato il compartimento Figura 6 - Consumi mensili, gennaio-aprile 28500 2004 2003 2004, gio rni 2003 2004, giorni e temperature 2003 28000 27500 27000 26500 26000 25500 25000 24500 g f m a Fonte: Elaborazioni ref. su dati Grtn numero 2 10

Tabella 5 - Crescita dei consumi per compartimento, 1995-2003 Valori medi annui, % 1995-2000 2001-2002 2003 primaveraautunno 2003 gen-apr 2004* Italia 2.8 2.1 2.9 1.2 1.6 Milano 3.1 0.9 0.9-1.7-1.7 Torino 2.2 1.5 3.0 1.8 0.4 Venezia 3.5 2.8 0.1-1.5 2.7 Firenze 3.4 3.0 6.0 4.5 4.6 Roma 2.4 4.3 4.3 3.0 2.4 Napoli 2.1 2.0 5.3 4.1 3.2 Palermo 2.1 2.3 0.4-1.7 1.1 Cagliari 1.6 2.4 1.7-1.1-1.6 *Richiesta di energia elettrica, da Rapporti Mensili Grtn Fonte: Elaborazioni ref. su dati Grtn con la crescita minore (+0.1% e addirittura 1.5% in primavera-autunno). Si confermano invece la sofferenza della Lombardia e il rallentamento delle Isole. In particolare va sottolineata la situazione della Lombardia, i cui consumi nei primi mesi dell anno sono diminuiti dell 1.7% rispetto al 2003, tasso identico a quello registrato nei mesi primaverili ed autunnali, lo scorso anno: le difficoltà della regione sono comunque evidenti dal 2001, con una crescita ben inferiore alla media italiana, probabilmente a causa della crisi dell industria, soprattutto di quella pesante energy-intensive. Va infine segnalata anche la scarsa crescita di Torino, in ulteriore rallentamento rispetto agli anni precedenti. Le previsioni della domanda nazionale del periodo maggio- dicembre 2004 e del 2005 L andamento dei consumi elettrici dipende dal ciclo economico, dalle temperature e dall incremento dell intensità energetica. Rispetto all ultimo previsivo, sono state riviste al ribasso le ipotesi di crescita dell economia, che alla fine del 2003 erano abbastanza ottimistiche, con un tasso di crescita medio del Pil e della produzione industriale in media giornaliera, nel 2004, rispettivamente intorno all 1.5% e al 2.1%. Le previsioni ref. sull andamento del fabbisogno ed utilizzate per le simulazioni di El-fo per il periodo maggio-dicembre del 2004 e per il 2005 si basano sulle seguenti ipotesi: tasso di crescita medio del prodotto interno lordo nel 2004 dello 0.8% rispetto al 2003; nel 2005 si prevede un leggero miglioramento della ciclo economico, con un tasso di crescita medio annuo dell 1.5%; aumento della produzione industriale in media giornaliera dello 0.9% nel periodo maggio-dicembre 2004 e dell 1.2% nel 2005; temperature in linea con i valori medi del periodo. Confrontando le temperature 2004 con quelle del 2003 esse risultano, in media, inferiori di circa 3 gradi centigradi nel periodo maggio-settembre e inferiori di circa un grado a novembre e dicembre; ripresa del trend di crescita dell intensità energetica. Questa è un ipotesi che implica un incremento dei consumi superiore all 1%, a valore aggiunto costante. Se fosse confermata l inversione di tendenza osservata nei mesi scorsi i tassi di crescita effettivi potrebbero però essere decisamente inferiori. Va inoltre osservato che il modello ref. ammette un certo grado di persistenza dei consumi al proprio passato, il che implica una ripresa non immediata ma graduale del trend: nei mesi estivi del 2004, quindi, la crescita dell intensità è ipotizzata minore di quella di lungo periodo. A partire da tali ipotesi si prevede un livello di richiesta di elettricità, nel periodo maggio-dicembre 2004, praticamente identico a quello del 2003, pari a circa 214 TWh. Questo risultato deriva da un deciso calo dei consumi nel periodo maggio-agosto (-3.2%, in numero 2 11

media), coerente con l ipotesi di rientro su temperature in media stagionale e non totale ripresa del trend, controbilanciata dall aumento degli ultimi quattro mesi dell anno indotto dalla crescita dell intensità energetica e da temperature più basse rispetto al 2003 (figura 7). Va sottolineato che il modello non coglie i probabili effetti di trascinamento, che potrebbero aumentare l elasticità del consumo elettrico alle temperature estive. Nel corso dell estate potrebbe verificarsi una flessione minore di quella stimata dal nostro modello econometrico, anche se non riusciamo a misurarne il peso: infatti è ragionevole pensare che chi ha acquistato impianti di condizionamento lo scorso anno li utilizzi anche quest anno. Lo scenario considerato da ref. induce una crescita dei consumi che, in media d anno, risulta vicina allo 0.5%. Come detto risulta decisiva in questo caso l ipotesi di ritorno ad un trend di crescita dell intensità elettrica: se si ipotizzasse un rallentamento analogo a quello registrato negli ultimi mesi, la domanda totale potrebbe anche ridursi rispetto allo scorso anno. D altro canto, invece, con temperature estive uguali a quelle dello scorso anno, i consumi annuali crescerebbero ad un tasso medio intorno al 2.5%. Dopo il ritorno alla normalità climatica nel 2004, dal 2005 la richiesta riprenderà a crescere a tassi sostenuti: secondo il modello ref. l incremento su base annua sarà del 2.7%, per una domanda totale di circa 330 TWh: ciclo positivo ed incremento della penetrazione elettrica nel terziario ripropongono tassi di crescita paragonabili a quello del decennio scorso. Seppure il rimbalzo previsto è significativo siamo lontani da quanto ipotizzato nel piano di sviluppo del Grtn (superiore al 3%), tanto più che lo scenario qui ipotizzato va considerato nella fascia alta della previsione. Il profilo del 2004 ha un impatto, come ovvio, sulla domanda alla punta. Il fabbisogno alla punta oraria: nel 2004 punta invernale ancora superiore a quella estiva Nel 2003 la potenza alla punta in estate ha raggiunto un livello solo di poco inferiore a quello invernale (53.1 contro 53.4 GW). Benché il risultato sia stato fortemente influenzato dalle elevate temperature estive, l avvicinamento della punta estiva a quella invernale è un fenomeno abbastanza evidente anche nel lungo periodo (figura 8). Negli ultimi anni mentre la punta invernale cresce ad un tasso medio molto simile a quello dei consumi totali (+2.6% dal 1994), quella estiva cresce a ritmi decisamente superiori (+3.3%). Ragione principale del fenomeno è la penetrazione di impianti di condizionamento soprattutto nel settore domestico e nel terziario, che potrebbe indurre, nei prossimi anni, un capovolgimento del rapporto tra punta estiva ed invernale. Dato il nostro scenario, comunque, tale risultato non dovrebbe verificarsi già nel 2004. I consumi alla punta vengono previsti a partire dal modello mensile: si osserva, difatti una correlazione statisticamente significativa tra il fabbisogno massimo GWh 29500 28500 27500 26500 25500 Figura 7 - La previsione dei consumi elettrici nel 2004 Var.%, tendenziali 20 10 0-10 24500 23500 22500-20 -0.8 4.5 4.4 2.2 1.5 4.9 5.9 11.7 1.6 1.1 0.1 0.9 0.6 2.4 2.3 1.0 0.3-3.7-4.1-5.2 2.4 1.2 4.5 5.1-30 03 f m a m g l a s o n d 04 f m a m g l a s o n d La linea tratteggiata si riferisce alle previsioni ref. Fonte: Elaborazioni ref. su dati Grtn numero 2 12

orario e i consumi dei mesi in cui la punta si verifica (tipicamente luglio e dicembre). Di conseguenza, la potenza alla punta, in inverno, tenendo conto delle previsioni di domanda elettrica del periodo invernale e coerentemente con le tendenze di lungo periodo, dovrebbe crescere di poco meno del 3%, raggiungendo un valore intorno a 54.8 GW. Per quanto riguarda la punta estiva, data la previsione di diminuzione dei consumi stagionali per effetto temperature, è possibile ipotizzare una potenza che risulti inferiore a 52.5 GW. L effetto trascinamento 3, di cui non si è potuto tenere del tutto conto, potrebbe innalzare tale valore senza però portarlo a superare il livello del 2003. Figura 8 - Potenza alla punta stagionale MW Punta estiva Punta invernale 60000 55000 50000 45000 40000 35000 30000 25000 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Fo nte: Elabo razio ni ref. su dati Grtn 3 La semi-elasticità dei consumi mensili alle temperature estive è vicina a 1.6% e dal 1994 al 2003, per esempio., è aumentata di poco più di 5 punti percentuali per la graduale diffusione di apparecchiature elettriche per il condizionamento. numero 2 13

L andamento dei prezzi dei combustibili fossili nel 2004-2005 Il mercato petrolifero nei primi mesi del 2004 risulta in forte tensione, con prezzi dei combustibili ancora più elevati di quelli dello scorso anno. I motivi dell aumento delle quotazioni sono essenzialmente: la crescita sostenuta della domanda mondiale, che fa segnare tassi elevati sia negli USA che in Cina e non sembra controbilanciata da un aumento analogo dell offerta, anche per limiti fisici nei margini di riserva di greggio e nelle capacità di raffinazione dell industria petrolifera; la tensione politica internazionale che secondo alcuni analisti determina un premio di circa 4-8 dollari/ bbl. A creare ulteriore preoccupazione nei mercati, inoltre, contribuisce la corsa all accaparramento di riserve stategiche da parte del governo americano, che continua oramai da alcuni mesi. la domanda di benzine per autotrasporto negli Stati Uniti, dovuta all inizio della driving season, che ha toccato punte paragonabili ai picchi estivi. In un periodo in cui molte raffinerie sono ancora in manutenzione prima dell estate, questa situazione ha provocato forti tensioni sui mercati, generando un aumento anche dei futures sul Wti, per il timore che le scorte possano risultare insufficienti; A fronte di questi fattori, mentre lo scorso anno il prezzo del Brent in euro al barile si è attestato su un valore medio di 25.6 euro/bbl, quest anno è passato da un livello inferiore ai 25 euro/bbl a gennaio e febbraio a più di 27 euro/bbl a marzo ed aprile, per poi toccare i 30 euro/bbl a maggio. I mercati prevedono che tale situazione continui per tutto il 2004, visto che, a parte l eccesso di domanda di benzine, gli altri elementi di tensione alla base delle alte quotazioni dei combustibili sono difficilmente risolvibili nel breve periodo. Lo scenario considerato da ref. incorpora le aspettative del mercato future IPE di Londra per i prezzi del Brent e quello del New York Board of Trade per il tasso di cambio ed ipotizza un prezzo medio del petrolio in euro che raggiunge il suo massimo a luglio 2004 (31.6 euro/bbl), rimane superiore ai 29 euro/bbl fino a dicembre 2003 e poi gradualmente decresce e raggiunge livelli vicini a 26 euro/bbl a dicembre 2005; resta invece pressoché stabile intorno a 1.2 il tasso di cambio euro/dollaro. I combustibili utilizzati per le simulazioni di El-fo sono previsti a partire dal Brent e quindi mostrano un andamento simile a quello del driver (figura 9). Figura 9 - Andamento e previsione del Brent (euro/bbl) e dei prezzi dei combustibili alla generazione (euro/mwh)(*) BTZ STZ Carbone Gas naturale Gasolio Brent Dated (**) euro / M Wh 35 30 25 20 15 10 5 gen-03 apr-03 lug-03 o tt-03 gen-04 apr-04 lug-04 o tt-04 gen-05 apr-05 lug-05 o tt-05 euro/bbl 35 30 25 20 15 10 5 (*) Il paniere dei combustibili è il medesimo utilizzato per il calcolo del Ct e del QE; i prezzi includono anche i costi di trasporto e le accise; (**) Quotazioni Datastream e IPE del 28/05/2004 Fonte: elaborazioni ref. numero 2 14

GLI STRUMENTI DI PREVISIONE DEL MERCATO ELETTRICO ELABORATI DALL' OSSERVATORIO ENERGIA Gli strumenti previsivi da noi utilizzati sono: il modello di previsione dei prezzi dei combustibili: vengono definite ipotesi di previsione sui prezzi dei combustibili alla generazione a partire dalle previsioni dei prezzi dei prodotti petroliferi e dei cambi espresse dal mercato e modificate in base alle considerazioni relative agli scenari macroeconomici elaborati dal gruppo macroeconomia di ref.. Tali scenari sono quelli che stanno anche alla base delle previsioni del Ct già pubblicate mensilmente nella Newsletter dell Osservatorio Energia; il modello di previsione del fabbisogno mensile per il totale Italia: tale modello consente di quantificare l elasticità della domanda di elettricità rispetto alle variabili più significative: andamento dell economia e della produzione industriale, temperature e trend. ref. pur utilizzando il modello di previsione aggregato, l analisi e la scelta delle ipotesi si avvale anche dell esame delle dinamiche per compartimenti e del diverso peso che le variabili considerate assumono a livello territoriale; il modello El-fo di dispacciamento ottimo: El-fo esprime prezzi orari a partire dai dati di input, di cui ai punti precedenti, opportunamente adattati su base oraria. Con particolare riferimento alla domanda, il passaggio dalle previsioni mensili a quelle orarie è al momento realizzato ipotizzando profili eguali a quelli dell anno precedente. Con riferimento all offerta, il modello consente di tenere conto di ingressi ed uscite programmate dal parco disponibile e dell effetto delle variabili atmosferiche sulla producibilità degli impianti idroelettrici. Lo unit commitment dei gruppi termoelettrici viene simulato sulla base di una rappresentazione completa delle caratteristiche degli impianti (costi variabili, potenza minima e massima, costi e tempi di startup, rampe, manutenzioni e guasti); il modello di simulazione dei prezzi strategici di mercato: tale modello si integra con il modello di dispacciamento ottimo El-fo, calcolando i markup rispetto ai costi marginali di sistema che derivano dall adozione di strategie di tipo supply function da parte dei generatori. Le strategie simulate considerano le curve di offerta termoelettrica specifiche di ciascuna società e i vincoli di capacità che la caratterizzano. Il comportamento di offerta che ne deriva rappresenta un equilibrio di mercato in grado di massimizzare i profitti delle società considerate al variare del livello di fabbisogno e della produzione da altre fonti. numero 2 15