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Newsletter Osservatorio EnergiaAnno VI - numero 65 26 marzo 2004

Ricerche per l’Economia e la Finanza

Responsabile della Newsletter: Claudia Checchi - tel. 02 43441044 e-mail: [email protected]

Soci sostenitoriAceaElectrabel Produzione SpA, AEM Milano, AMPS Energie Srl, ASM Brescia, Assoelettrica, Centro Energia Gas(Foster Wheeler, Gruppo Merloni), Confindustria, Dalmine Energie, Edison, Electra Italia, Enel SpA Corporate Finanza eAmministrazione, Energia, ENI, Ferrero SpA, Servizio Studi Banca Intesa, Italgen SpA, Italgas, Multiutility, Pirelli SpA, Unicredit Banca Mobiliare, World Energy

Le posizioni espresse nella Newsletter, salvo quanto diversamente specificato, sono da attribuirsi esclusivamenteai ricercatori ref.

Nella Newsletter di questo mese…

Dopo l’introduzione del trading in rete al PSV e lo sviluppo di un mercato secondario della capacità, prende ora avvio,con la delibera 22/04, una fase di razionalizzazione degli orizzonti temporali per le transazioni relative al gas e alla capacità,cui dovrebbe seguire la nascita di un mercato centralizzato del bilanciamento e della borsa del gas.

La Delibera 20/04 modifica, per il trimestre da marzo a maggio, le disposizioni in materia di prezzo di cessione per ilvincolato introdotte dalla Delibera 05/04 e dal Testo Integrato, ma più che risolvere i problemi legati al regime misto sullefasce orarie e all’incertezza sulla partenza della borsa, il provvedimento causa maggiori incertezze e probabili ricorsi allagiustizia amministrativa.

Con la Delibera 21/04 l’Autorità modifica molti dei punti critici del documento di consultazione sul controllo del poteredi mercato: gli indici sono semplificati, il bid cap è innalzato, ancora confuso il transitorio, ma novità soprattutto suicontratti differenziali, con l’Acquirente Unico che individua le controparti con procedure concorsuali.

La pubblicazione del bollettino IAFR del GRTN evidenzia una crescita degli impianti qualificati, sia in esercizio che inprogetto: tra questi ultimi spicca il ruolo della fonte eolica. Ad oggi la crescita delle fonti rinnovabili appare comunquemodesta rispetto agli obiettivi e il ruolo del GRTN (e dell’energia CIP6) rimane predominante sul mercato dei certificativerdi.

Pubblicati dal GRTN i Dati provvisori di esercizio del sistema elettrico per il 2003: i consumi sono cresciuti del 2.9%rispetto al 2002, in gran parte a causa delle elevate temperature estive; l’avvicinamento della punta estiva a quellainvernale, se pur condizionata dall’effetto-temperature, segnala una modifica nei comportamenti di consumo delle utenze.

Dinamicità delle imprese energetiche iberiche nel settore M&A. Per l’Italia da segnalare l’accordo Eni-Galp con il qualeEni rafforza la sua posizione nel mercato portoghese del gas naturale; novità anche nella distribuzione e nella venditadel gas con cumerose operazioni delle imprese locali.

Le stime di preconsuntivo sull’andamento dei parametri Ct e QE per il prossimo trimestre confermano l’aggiornamentoin forte ribasso del costo variabile della generazione elettrica, mentre non è prevista alcuna variazione del costo diapprovvigionamento del gas naturale. Per i prossimi mesi la tensione sui mercati petroliferi dovrebbe provocare un nuovorialzo del Ct a decorrere da ottobre 2004, mentre il QE dovrebbe rimanere invariato per tutto l’arco dell’anno.

Il 2003 è stato un anno di stagnazione per l’economia italiana e l’attività industriale è risultata ancora debole. I segnaliper la prima parte del 2004 restano poco favorevoli: la produzione è stimata in flessione nel primo trimestre, e le impresenon si attendono al momento aumenti della domanda.

Il mese di febbraio registra una generalizzata discesa dei prezzi sulle borse elettriche europee accompagnata da unaleggera riduzione dei volumi scambiati. Su base tendenziale la riduzione del prezzo medio risulta ancora più rilevante afronte di un andamento dei volumi di segno contrario, con sensibili incrementi rispetto allo stesso mese dell’annoprecedente.

numero 65 26 marzo 20042

Newsletter Osservatorio Energia

INDICE

REGOLAMENTAZIONE

Verso un mercato regolamentato della capacità e del gas ..................................................................3Box - News sulle concessioni di stoccaggio ........................................................................................5La revisione del prezzo all'ingrosso per il mercato vincolato: la Delibera 20/04 .................................6Monitoraggio e controllo del mercato dell'energia elettrica .................................................................9

ANDAMENTO DEL MERCATO

Fonti rinnovabili: una potenzialità ancora sulla carta in un mercato "regolamentato" ........................ 14La domanda di energia elettrica nel 2003 .......................................................................................... 16

MERGERS & ACQUISITIONS

M&A in Europa .................................................................................................................................. 21

L'ANDAMENTO DEL CT E DEL QE

I prezzi dell'energia: le attese del mercato ............................................................................................ 23

CONGIUNTURA

Economia ancora in Stallo ................................................................................................................. 27Le borse elettriche europee a gennaio 2004...................................................................................... 30

Newsletter Osservatorio EnergiaMensile

Direttore responsabile:Claudia Checchi

Gruppo di lavoro:Valentina Ferraris, Nicola Gallo, Francesca Sala, Fernanda Scianna, Edoardo Settimio

Comitato ScientificoR. 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 Milanowww.ref-online.it

Segreteria, editing e grafici:Dalia ImperatoriTelefono: 02.43441022 - Fax: 02.43441027e-mail: [email protected]

3numero 65 26 marzo 2004


REGOLAMENTAZIONEVerso un mercato regolamentato della capacità e del gas

Con la delibera 75/03, che ha approvato il Codice diRete predisposto da Snam Rete Gas (SRG), ha presoil via lo scorso ottobre un mercato bilaterale del gas alPunto di Scambio Virtuale (PSV) per il quale eranoprevisti successivi provvedimenti di regolazione daparte dell’Autorità (ex art.13 delibera n. 137/02). Ladelibera 22/04, primo intervento in materia da partedel regolatore, pone le basi per la definizione gradualedella disciplina di un mercato regolamentato dellecapacità e del gas attraverso la fissazione delle sue fasiprincipali. Attraverso il percorso delineato dall’Autoritànel provvedimento si vuole giungere alla realizzazionedi una borsa del gas, strumento essenziale perpermettere lo sviluppo di un mercato del gasconcorrenziale.Il trading on system al PSV consente lo scambio digas in un punto virtuale collocato dopo i punti di entrydella rete nazionale dei gasdotti. L’individuazione diun punto nozionale del sistema consente allo shipperdi scambiare il gas evitando di legarsi ad uno specificopunto di riconsegna. Il mercato secondario dellacapacità di trasporto consente invece agli shipper discambiare la capacità di trasporto continua già conferitaloro sul mercato primario della capacità.Il mercato del gas in rete e il mercato secondario dellacapacità rappresentano due strumenti fondamentaliper la nascita di un mercato all’ingrosso in cui glishipper, non necessariamente integrati in altre fasidella filiera del gas, possano scambiare posizioni digas e di capacità nell’arco temporale desiderato. Lasemplice creazione di questi due mercati non è peròsufficiente a garantire lo sviluppo di un mercato liquido,che offra agli shipper strumenti di flessibilità a brevetermine che consentano loro di coordinare le esigenzein termini di quantità di gas disponibile e di capacitàanche nel giorno, arco temporale rilevante per ilbilanciamento. I due mercati devono presentarecaratteristiche di trasparenza, flessibilità e sicurezza edeve esserci coerenza temporale tra trading al PSV etrading di capacità e tra questi mercati e il bilanciamentosulla rete di trasporto.La delibera 22/04 interviene su alcuni rilevanti elementidei due mercati proprio nella direzione di garantire unamaggiore flessibilità e quindi maggiori possibilità di

trading per gli shipper anche al fine della gestionedegli sbilanciamenti.

Il trading on system al PSVIl mercato del gas in rete, come predisposto da SRG,è un mercato over the counter (contrattazioni bilaterali)e utilizza una piattaforma informatica, anch’essapredisposta da SRG, attraverso la quale vengonopubblicate le informazioni relative alle transazioni, masulla quale non si concludono le transazioni stesse; èquindi un mercato caratterizzato da bassi costi ditransazione che si adatta bene ad una prima fase dellaliberalizzazione; il timing previsto per le transazionipermette agli shipper di compensare posizioni didisequilibrio prevedibili su base giornaliera o su basemensile ed è quindi di aiuto a mantenere l’equilibrio diportafoglio ai fini del bilanciamento nel mese. Tuttavia,il meccanismo di trading in rete attualmente in vigore,non consentendo di effettuare transazioni within theday ma solo day-ahead (da comunicare a SRG entrole ore dodici del giorno precedente al giorno gas) enon prevedendo la possibilità di renominations, nonpermette di compensare posizioni di disequilibrioopposte non prevedibili con almeno un giorno dianticipo. Il fatto che sia un mercato bilaterale nonconsente inoltre di effettuare transazioni anonime estandardizzate e non permette una diffusionetrasparente delle informazioni (non è un mercatoscreen based); il mercato non funziona da clearinghouse, quindi i singoli shipper sono esposti al rischiofinanziario di controparte, e non fornisce un’indicazionedi prezzo ufficiale da usare come riferimento per lavalorizzazione degli sbilanciamenti per il cash out. Lariduzione dell’orizzonte temporale per le transazioni ela previsione dell’introduzione di un mercato delbilanciamento centralizzato al PSV (analogo al mercatoOCM – On the day Commodity Market del RegnoUnito) rappresentano una soluzione che permette digodere dei benefici dell’attuale meccanismo di tradingon system al PSV risolvendone però alcune delleprincipali criticità.I primi mesi di operatività del PSV hanno evidenziatoun crescente interesse da parte degli operatori e unanotevole vivacità di questo mercato secondario (a



giudicare dalla partecipazione degli operatori, dalnumero di transazioni quotidiane e dai volumiscambiati), nonostante una ancora scarsa liquidità. Almomento avvengono più di 15 transazioni al giornoche coinvolgono 22 operatori, di diverse dimensioni,sia italiani che esteri. I volumi scambiati si aggiranointorno ai 50 milioni di metri cubi al mese, valoremodesto in sé ma risultato di una dinamica di continuacrescita.

Il mercato secondario della capacitàIl mercato secondario della capacità disciplinato dalCodice di Rete prevede la possibilità per gli shipperdi cedere in tutto o in parte la capacità loro conferitasul mercato primario: i contratti di cessione devonoavere una durata minima di un mese, con inizio il primogiorno del mese e con l’obbligo, pena l’inefficaciadella cessione, di comunicazione a SRG entro il giorno22 del mese precedente. Anche in questo caso SRGha predisposto una piattaforma informatica che leparti utilizzano unicamente per la pubblicazione delleinformazioni commerciali (la cosiddetta BachecaElettronica), agevolando così lo scambio diinformazioni. Tale mercato secondario rappresentauno strumento per far fronte alle necessità di capacitàdegli shipper su base mensile o stagionale e, sulmedesimo orizzonte temporale, permette al sistema diallocare con maggiore efficienza la capacità e diottimizzarne l’utilizzo. Inoltre lo scambio di capacità suun orizzonte temporale inferiore a quello del mercatoprimario della capacità (anno) facilita la formazione diun prezzo di mercato della capacità “a breve”. Ma sesi vuole aumentare l’efficacia degli strumenti di flessibilitàa disposizione degli shipper è necessario da un latoconsentire gli scambi di capacità su orizzonti temporalipiù brevi (anche giornalieri), in modo da garantireanche la coerenza con il trading on system al PSV econ il bilanciamento giornaliero, e dall’altro facilitaregli scambi a breve potenziando il ruolo della BachecaElettronica.

Le novità previste dalla delibera 22/04Tenendo conto dell’esperienza maturata nei primimesi di funzionamento del trading al PSV, l’Autoritàcon la delibera 22/04 ha fissato quattro fasi principalidi un processo che condurrà da ultimo alla realizzazionedi una vera e propria borsa del gas.

La prima fase fissa nuove regole in riferimento allatempistica dei mercati secondari del gas e dellacapacità. Le transazioni e gli scambi di gas al PSVpotranno avvenire within the day e non solo day-ahead, mentre il periodo minimo di durata dellecessioni e degli scambi di capacità di trasporto pressoi punti di entrata della rete nazionale verrà ridotto adun giorno. Inoltre, le transazioni relative allo scambioe alla cessione di capacità e di gas dovranno avvenireattraverso una piattaforma informatica. In altre parolealla Bacheca Elettronica predisposta da SRG vieneattribuita la qualifica di mercato regolamentato dellacapacità e del gas per cui si prevede l’approvazione diun regolamento e di uno schema di contratto. A questoscopo sarà necessario che SRG apporti delle modificheal Codice di Rete in modo da renderlo adeguato ecoerente con il nuovo meccanismo. Il termine previstoper la presentazione della proposta di modifica èfissato dalla delibera in trenta giorni dalla sua entratain vigore, in modo tale da permettere che il nuovoassetto prenda avvio dall’inizio dell’anno termico2004-2005.Il trading del gas al PSV e il trading di capacitàraggiungono così una maggiore coerenza temporalepermettendo agli shipper di mantenere più facilmentei loro impegni di bilanciamento. Tale coerenza tramercato della commodity e mercato della capacità ditrasporto è fondamentale perché un aumento dellaliquidità del mercato del gas non può avvenire se nonè possibile gestire in modo flessibile anche la capacitàdi cui si dispone su orizzonti temporali prossimi a quelliin base ai quali si scambia il gas. Inoltre la riduzionedell’orizzonte temporale per le transazioni favoriscel’ottimizzazione dell’utilizzo della capacità di trasportodisponibile, permettendo per esempio che uno shippercon eccesso di capacità in entrata possa immetteregas fino ad impegnare la capacità assegnatagli perrivenderlo poi ad uno shipper, anch’esso con eccessodi capacità, ma in uscita, e corto di gas.La seconda fase prevede l’introduzione di contrattistandard che definiscano le clausole generali dicompravendita, rimandando alle controparti ladefinizione del prezzo. Con questo provvedimento siintende favorire la liquidità del mercato e offrire unamaggiore garanzia agli operatori ed in particolare aquelli di minori dimensioni di cui si auspica una maggiorepartecipazione.



La terza tappa riguarda la realizzazione di un mercatogiornaliero centralizzato del bilanciamento. Come giànell’esperienza del Regno Unito, l’introduzione di unmercato centralizzato, data la sua complessità sia peril trasportatore che per gli shipper, seguetemporalmente una necessaria fase iniziale dicontrattazioni bilaterali. Con tale mercato gli operatoripotranno acquistare o vendere gas e capacità ditrasporto superando il sistema di penali previsto perchi utilizza una capacità superiore a quella assegnata eper gli sbilanciamenti tra gas immesso e gas prelevato.Sarà il prezzo che si formerà nel mercato, giorno pergiorno, ad individuare il valore di riferimento del gas sucui basare il cash out. Il mercato del bilanciamentoconsente infatti agli shipper di compensare le posizionidi sbilanciamento venutesi a creare a fine giornata adun prezzo di riferimento che indichi il valore di mercatodi quegli sbilanciamenti. Questa possibilità è crucialein un mercato come quello del gas in cui la sensibilitàdella domanda a fattori scarsamente prevedibili, comead esempio i fattori climatici, rende estremamentedifficile per gli operatori prevedere con molto anticipoi consumi, gli acquisti e le movimentazioni di gas,soprattutto se non sono integrati nella produzione enon dispongono di un ampio portafoglio di contratti diapprovvigionamento. Sui contratti standard e sullemodalità di realizzazione del mercato di bilanciamentoè stata avviata una fase di consultazione la cuiconclusione è prevista entro il prossimo 30 aprile.La quarta e ultima fase che, anche su richiesta deglioperatori, si realizzerà in modo graduale e sulla basedell’esperienza che l’attuazione delle prime tre fasi

farà maturare, consiste nella realizzazione di un mercatocentralizzato del gas, una vera e propria borsa, gestitoin modo indipendente e basato non più su prezziconcordati su base bilaterale, bensì su un prezzo dimercato ufficiale di borsa, nato dall’incrocio tradomanda e offerta effettuato da un sistema automatico.Il mercato centralizzato del gas consentirà agli operatorititolari di contratti a lungo termine di aggiustarequotidianamente le proprie posizioni e, per i piccolioperatori ed i grossisti, rappresenterà un modalitàalternativa di approvvigionamento.I tempi necessari per l’effettiva messa in atto dellediverse fasi delineate dalla delibera 22/04 sono ancoraincerti, anche alla luce del fatto che il processo diconsultazione avviato in luglio prosegue su invitodell’Autorità. La gradualità più volte richiamata daltesto della delibera è resa necessaria anche perché siattende che i programmi di sviluppo delle infrastrutturedi trasporto e di importazione (come ad esempio iterminali di rigassificazione) progrediscano e giunganoa compimento, permettendo una maggiore efficienzadel sistema. Per il successo di mercati organizzati,come quello che si vuole istituire per il gas in Italia,sono infatti necessarie adeguate capacità infrastrutturalie di offerta. Lo sviluppo di una borsa del gas efficientee liquida è inoltre strettamente legato al pieno sviluppodi tutti gli strumenti di flessibilità potenzialmenteutilizzabili dagli shipper (mercati della capacità,mercato del bilanciamento, servizi di stoccaggiospeciale a breve termine…), fondamentali come si èdetto per l’accesso al mercato anche da parte deglioperatori di minori dimensioni.

Box – News sulle concessioni di stoccaggio

Alla fine del mese di febbraio, dopo un lungo iter di cui si aspettava la conclusione già entro l’estate scorsa, è stataassegnata la prima di una serie di concessioni di stoccaggio in giacimenti in fase avanzata di coltivazione (cfr. BUIGsettembre 2002 per le istanze di concessione). Si tratta della concessione relativa a Cornegliano (Lodi) aggiudicata aConfservizi International del gruppo Confservizi. La concessione non è stata però finalizzata in attesa della decisionedi MAP e Minambiente riguardo all’opportunità di svolgere la procedura di VIA. Per quel che riguarda gli altri siti daaggiudicare (Cotignola, Ravenna Terra, San Potito, Cugno le Macine e Serra Pizzuta) le procedure sono ancora in fasedi istruttoria che dovrebbe concludersi in primavera. I principali soggetti interessati a queste concessioni sono Enel,Cpl Concordia, Italcogim, Edison ed il consorzio Blugas.Una novità per l’Italia è rappresentata invece dalle richieste relative alla creazione di stoccaggi acquiferi di gas in tresiti, rispettivamente in Emilia-Romagna, nel Nord Est e nel Lazio. Si tratterebbe della prima esperienza di questo tipo nelnostro paese che per il momento ha suscitato l’interesse di una sola società, la Independent Gas Management, a capitaleamericano ma con sede in Italia, la quale ha presentato istanza in risposta al bando del Map. In linea generale lo stoccaggioin bacini acquiferi si caratterizza per essere più costoso da sviluppare e mantenere rispetto a quello in riserve esaurite;per un rapporto sfavorevole tra cushion gas e capacità totale (che si attesta normalmente al di sopra del 50%, tipico deisiti in giacimenti esauriti, e può addirittura raggiungere l’80-90% prima del pieno sviluppo del sito) e per tassi di prelievoe durata del ciclo comparabili a quelli degli stoccaggi in giacimenti.



La revisione del prezzo all’ingrosso per il mercato vincolato: la Delibera 20/04

La pubblicazione della Delibera 20/04, che modificail prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica per il mercatovincolato, è intervenuta a modificare per il trimestre damarzo a maggio, le disposizioni in materia introdottedalla Delibera 05/04 e dal Testo Integrato. Purtroppo,la delibera più che risolvere i problemi da più partisottolineati, ha causato una nuova ondata di lamentele,di incomprensioni, di incertezze e probabilmente diricorsi alla giustizia amministrativa.In questo articolo cerchiamo di ricostruire la vicendae di comprenderne le principali conseguenze.Il nuovo Testo Integrato ha rivisto le fasce orarie,rendendo le nuove fasce uguali ai cluster relativi alladefinizione del Load profiling pubblicati dal GRTN.Poiché però il Testo Integrato è stato pubblicato inritardo, la Delibera 05/04 prorogava per i primi tremesi dell’anno le vecchie fasce, creando così unregime “misto” per il 2004. La tabella 1 riporta ilnumero di ore in ogni mese nell’ipotesi che fosserostate applicate le vecchie fasce per tutto il 2004, lenuove o il regime misto previsto dalla 05/04.Le nuove fasce, rispetto alle vecchie, prevedono unnumero minore di ore di alto carico, ma soprattuttouna maggiore concentrazione delle stesse nella secondaparte dell’anno. Il regime misto della 05/04 implicaquindi un maggiore numero di ore di alto carico nelcorso dell’anno.

Il Testo Integrato ha ridefinito anche il prezzo dicessione per il mercato vincolato, ponendolo pari allamedia dei costi di acquisto dell’Acquirente Unico(cfr. Newsletter 64). Anche in questo caso la Delibera05/04 stabiliva che per febbraio e marzo i valori dellenuove componenti del prezzo di cessione fosseroposte pari ai vecchi valori di PG1.Le critiche alla 05/04 sono sorte perché, il regime difasce misto avrebbe causato un prezzo alto sia nelprimo trimestre, in cui sono valide le vecchie fasce, chenell’estate, classificata come periodo di elevatadomanda.In tabella 2 sono riportati i valori del PGn e del PGtmedi sotto le diverse specificazioni delle fasce edipotizzando un andamento del parametro Ct coerentecon le nostre previsioni: l’introduzione della 05/04comportava quindi un aumento del PGn (e diconseguenze del nuovo prezzo di cessione) del 5.4%rispetto a quello calcolato con le vecchie fasce, e del6.9% rispetto a quello calcolato in ipotesi diapplicazione delle nuove fasce su tutto l’anno.

1 Per gennaio era stata già prevista la proroga del regime in vigore nel 2003.

Tabella 1. Numero di ore per fascia nel 2004

f1 f2 f3 f4 f1 f2 f3 f4 f1 f2 f3 f4 Totalegen 204 34 506 88 242 414 88 242 414 744feb 240 40 416 80 220 396 80 220 396 696mar 159 163 422 92 253 399 92 253 399 744apr 63 231 426 77 253 390 63 231 426 720mag 168 126 450 73.5 241.5 429 168 126 450 744giu 147 168 21 384 77 253 390 147 168 21 384 720lug 154 176 22 392 77 253 414 154 176 22 392 744ago 35 103 44 562 744 35 103 44 562 744set 65 180 89 386 77 253 390 65 180 89 386 720ott 147 147 450 84 231 429 147 147 450 744nov 14 154 126 426 88 242 390 14 154 126 426 720dic 46 104 60 534 92 253 399 46 104 60 534 744Totale 461 1866 1103 5354 524.0 1822.5 1253.5 5184.0 721 1978 866 5219 8784Fonte: elaborazioni ref.

VECCHIENUOVE 5/04

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Tabella 2. PG medio 2004 (euro/MWh)PGt PGn

Fasce Vecchie 54.85 52.94Fasce Nuove 54.01 52.2005/04 58.05 55.80Fonte: elaborazioni ref.

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Ciò ha stimolato le preoccupazioni dei consumatori,sia quelli vincolati che quelli liberi che nella maggiorparte dei casi hanno contratti comunque indicizzatiall’andamento del PG o della CCA.E’ necessario osservare che i prezzi sarebbero statiquelli riportati in tabella solamente nel caso in cui laborsa non fosse partita per tutto il 2004. La partenzadella borsa dovrebbe infatti portare il prezzo ad essereindipendente dalla definizione delle fasce orarie: iprezzi variano in ogni ora sui mercati dell’energia e deldispacciamento in base alle condizioni specifiche diquell’ora, indipendentemente dalla fascia a cui quell’oraappartiene. Tale argomento è però attenuato dal fattoche sia i contratti bilaterali dell’Acquirente Unico chei contratti differenziali (cfr. articolo dedicato) avrannoprezzi indicizzati a quello che sarebbe stato l’andamentodel PG se la borsa non fosse partita, così come ilcontrollo del potere di mercato prenderà a riferimentoper la valutazione dei prezzi di borsa la media mobiledel vecchio PG; in tutti i casi è però previsto unosconto. E’ quindi ipotizzabile che, almeno per i primimesi di funzionamento della borsa, il prezzo medio siaggiri intorno ad un PG “scontato”.L’Autorità ha reagito alle preoccupazioni deiconsumatori pubblicando la Delibera 20/04. Taledelibera, al contrario di quanto atteso, non hamodificato le fasce (la principale richiesta degli operatoriera quella di mantenere le vecchie fasce per tutto il2004), lasciando invariato il regime misto per il 2004,ma è andata ad incidere sul prezzo all’ingrosso deimesi di marzo, aprile e maggio.

In particolare la 20/04 ha espressamente previsto perquesti tre mesi, sempre in assenza della partenza dellaborsa, di ritornare alla vecchia struttura del prezzo dicessione (il PG), modificando allo stesso tempo ivalori della parte fissa, con l’intento di abbassare il PGdi questi mesi (peraltro già basso rispetto a quello dialtri) in modo da poter compensare i maggiori prezzipagati a gennaio e febbraio (grazie alle fasce vecchie)riportando le medie annuali su quelle previste primadella 05/04.

Grafico 1. PG mensile (euro/MWh)

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic Media

FASCE VECCHIE FASCE NUOVE 5_04 20_04

Fonte: elaborazioni ref.

I valori del PGn nelle quattro ipotesi (fasce vecchie,fasce nuove, regime della 05/04 e regime della 20/04)sono riportati nel grafico, che illustra l’effetto“compensativo” della misura introdotta.

Tabella 3. PG mensile 2004 (euro/MWh)

M ESE PGt PGn PGt PGngen 63.25 60.52 63.25 60.52feb 62.59 59.93 62.59 59.93mar 64.31 61.46 46.51 45.75apr 46.32 45.17 41.33 40.37mag 48.45 47.05 42.38 41.21giu 65.05 61.71 65.05 61.71lug 68.98 65.59 68.98 65.59ago 47.31 46.05 47.31 46.05set 56.91 54.52 56.91 54.52ott 51.49 50.15 51.49 50.15nov 53.47 51.90 53.47 51.90dic 52.72 51.24 52.72 51.24Media annuale 58.05 55.80 54.90 52.96Fonte: elab orazioni ref.

5/04 20/04

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Ovviamente il nuovo regime è ben lontano daaccontentare tutti, ma anzi ha scatenato una serie dilamentele, specialmente da parte dei generatori, che sivedono riconoscere, in particolare per il mese dimarzo, un prezzo notevolmente inferiore a quelloatteso con la 05/04.Da sottolineare che i prezzi base d’asta delle garedell’Acquirente Unico sono dati dai prezzi previsti conla 05/04 e quindi, in caso di partenza del dispacciamentodi merito economico ad aprile, per i primi due mesi ilprezzo di riferimento per la borsa sarebbe comunquequello più alto e le previsioni della 20/04 rimerebberoinapplicate (e valide solamente per marzo).

2 In tal modo si è avuta l’applicazione della nuova struttura solamente per febbraio.

A ciò è da aggiungersi che se la 20/04 ha ristabilito peri mesi di marzo, aprile e maggio la vecchia struttura delprezzo di cessione2 a monte, a valle mantiene la nuovastruttura tariffaria prevista dalla 05/04, anche in questocaso rivedendo i valori della componente CCA. Ciòha ovviamente ingenerato un’enorme confusione: infattinon è del tutto trasparente il modo in cui la riduzionedella componente fissa del PG sia stata trasferita nellaCCA, né l’effetto che una eventuale partenza dellaborsa potrà avere sulla stima annuale dei valori tariffariapplicati agli utenti vincolati privi di misuratori perfascia. Se a ciò si aggiunge l’annunciato ricorso allagiustizia amministrativa da parte di diverse imprese eassociazioni, ne emerge un quadro di totale incertezza.



Monitoraggio e controllo del mercato dell’energia elettrica

A pochi giorni da quella che ormai sembra essere ladata effettiva di partenza della borsa elettrica, ossia ilprimo aprile, l’Autorità pubblica la Delibera 21/04 sulmonitoraggio e controllo del potere di mercato.L’Autorità sembra aver recepito molti di quelli cheanche in questa sede erano stati indicati come i punticritici del documento di consultazione sull’argomento(cfr. Newsletter n. 64). Nonostante ciò si possonoancora riscontrare alcune criticità, pur nello sforzo direndere compatibile il regime di controllo con il correttofunzionamento della borsa, dimostrato dalla previsionedi introduzione delle misure stesse all’interno delleprove di sistema e nell’apertura verso le indicazioni ele proposte del GME stesso. A tal proposito si puòritenere che non siano escluse successive modifichedella disciplina.Nel presente articolo si evidenzieranno i principalicambiamenti rispetto al documento di consultazione,cercando di evidenziare quelli che potrebbero esserei punti critici della disciplina in relazione al funzionamentodel marcato e all’efficacia delle misure proposte.L’ultimo paragrafo è dedicato alla descrizione delbando di concorso dell’Acquirente Unico perl’individuazione delle controparti dei contratti perdifferenze.

Indici sull’andamento del mercatoLa definizione dell’elenco degli indici è statanotevolmente semplificata rispetto al documento diconsultazione. Di seguito le modifiche più importanti.1. Viene innanzitutto specificata la definizione di capacitànella disponibilità di un operatore Ci. Questa, per ognizona, è posta uguale a:

Proprio l’attribuzione della capacità diinterconnessione rappresentava uno dei “buchi” deldocumento di consultazione, ed è stato così risolto:

ad ogni operatore verrà aggiunta alla capacitàinstallata in una zona di confine la capacità diinterconnessione con l’estero ottenuta in seguito alleassegnazioni effettuate dal GRTN;

per le zone interne, queste vengono definite dalGRTN di importazione o di esportazione a secondadei flussi statisticamente prevalenti: supponiamo che lazona 1 esporti verso 2, che è quindi importatrice; lacapacità totale di esportazione da 1 verso 2 C(1,2)viene attribuita all’operatore i in proporzione allacapacità installata dallo stesso operatore nella zona 1CT+NT(1), aumentata delle eventuali importazioni daaltre zone CIMP(1,Z):

i i i iT NT IMPC C C C= + +

dove i=1…I sono gli operatori del mercato elettrico,il pedice T indica la capacità termoelettrica al nettodella potenza impegnata in cessioni destinate; il pediceNT la capacità non termoelettrica, sempre al nettodella potenza impegnata in cessioni destinate, IMPindica la capacità di importazione, al netto delleesportazioni, attribuita all’operatore i.

(1) (1, )(1, 2) (1,2)

(1) (1, )

i iT NT IMPi Z

EXPT NT IMPZ

C C ZC C

C C Z+

+

+=

+∑∑

La capacità di importazione da 2 a 1 nella disponibilitàdi i, e che finisce nel calcolo della capacità disponibiletotale, è quindi posta uguale alla capacità diesportazione da 1 a 2 attribuita allo stesso:

(2,1) (1, 2)i iIMP EXPC C=

2. La disponibilità totale è quindi data dalla sommadelle disponibilità dei singoli operatori.

i

iC C=∑

In tal modo anche nel calcolo delle quote di mercato,date dalla disponibilità dell’operatore in rapporto alladisponibilità totale, sparisce l’incongruenza riscontratadel documento di consultazione che portava adescludere la capacità impegnata in cessioni didestinazione solamente dalla capacità attribuita aisingoli operatori e non da quella totale.3. E’ da sottolineare che il calcolo degli indici didisponibilità viene affidato al GRTN, e non più alGME, e notevolmente semplificato. Infatti l’indice diofferta residuale (IOR) è adesso definito come la



differenza tra la disponibilità totale C(z) e quellaattribuibile ad un singolo operatore Ci(z), al netto dellacapacità impegnata in contratti per differenze conl’acquirente unico CCFD(z), in rapporto al fabbisognod inclusivo di riserva r. Per ogni ora h per ognioperatore i ed in ogni zona z l’indice IOR è quindi datoda:

Inoltre essendo posto ad un livello relativamenteelevato è ipotizzabile che lo stesso rappresenti unlimite vincolante per gli offerenti solamente in pochissimeore dell’anno.La tabella 1 riporta il numero di ore nell’anno in cui ilprezzo è salito ad di sopra dei 500 euro/MWh nelleborse europee negli ultimi anni.Da sottolineare che il bid cap era stato propostoinizialmente come legato ai costi stimati di produzione,mentre è stato poi definito come una somma fissa(sicuramente più alto di quello precedente, anche perle unità più costose), ed è passato da misura transitoriaa permanente.

I contratti per differenze dell’Acquirente Unico

Molte le novità riguardanti i contratti per differenzedell’AU rispetto al documento di consultazione. Inprimo luogo questi saranno stipulati già dal 2004 e nonsolo per gli anni successivi, inoltre è scomparsol’obbligo per l’operatore dominante di stipulare icontratti. Le controparti dell’Acquirente Unicoverranno infatti individuate dallo stesso attraversoprocedure concorsuali. Coerentemente con leprevisioni dell’Autorità l’Acquirente Unico ha giàprovveduto ad emettere un bando di concorso (cfr.paragrafo successivo).

Il controllo transitorio per il 2004

La misura transitoria consiste nell’applicare, indeterminate ore, il pay as bid anziché, il systemmarginal price nel caso in cui si verifichino determinatecondizioni:- l’operatore è marginale;- la media mobile dei prezzi di acquisto in borsa nelleore di F1 e F2 (calcolata sui 30 giorni precedenti eponderata per le quantità vendute) è superiore alla

L’esclusione della capacità impegnata in contrattibilaterali con l’Acquirente Unico è da attribuirsi alfatto che con questa capacità l’operatore non hainteresse a fare strategia, in quando sempre remunerataal prezzo di riferimento del contratto.4. Viene prevista la pubblicazione degli indici distruttura del mercato, mentre quelli relativi alcomportamento dei singoli operatori rimarrannoconfidenziali e verranno comunicati solamenteall’Autorità.

Il controllo del potere di mercatoLe azioni a controllo del potere di mercato sonoprincipalmente due, più una transitoria per il 2004:1. un bid cap sul mercato del giorno prima pari a 500euro/MWh, valido solamente per le unità rilevanti1;2. contratti per differenze tra Acquirente Unico eoperatori;3. solo per il 2004: vincolo di quantità in caso di prezzialti.

Il bid cap

La presenza del bid cap, poiché è relativa solamentealle unità rilevanti, non impedisce di per sé che il prezzopossa salire al di sopra del limite dei 500 euro/MWh.

( ) ( ) ( )( )( ) ( )

i ii CFDC z C z C zIOR z

d z r z− +=

+

1 Ossia per le unità in immissione e prelievo abilitate a partecipare al mercato dei servizi del dispacciamento.

ElecPool PPP (UK)

Om el (Spagna)

Nordpool (Scandinavia)

EEX (Germ ania)

APX (Olanda)

Pow ernext (Francia)

EXAA (Austria)

2000 3 0 0 0 11 - -2001 - 0 0 6 33 0 -2002 - 0 0 1 3 0 02003 - 0 0 1 67 8 2

Fonte: Borse Europee

Tabella 1. N. di ore in cui il prezzo ha superato i 500 euro/MWh nei mercati del giorno prima delle borse europee

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media mobile (calcolata nello stesso modo della prima)su tutti i prezzi all’ingrosso dove:· per i primi trenta giorni di funzionamento della borsaper prezzi all’ingrosso l’Autorità stabilisce che sianoconsiderati i valori del PGn del primo trimestre 2004ridotti di 1 euro/MWh; ciò implica che se borsapartisse ad aprile o maggio, mesi in cui ci sono solo oredi F2, la media mobile dei prezzi di acquisto nonpotrebbe superare i 72.23 euro/MWh;· per i mesi successivi non è ben chiaro cosa si intendaper prezzi all’ingrosso, a meno che non si considerinoanche i prezzi dei bilaterali, che il GRTN è tenuto acomunicare al GME;- la quantità venduta nell’ora dall’operatore è inferiorealla quantità Qmin così definita:

Tale misura transitoria oltre ad essere difficilmenteapplicabile per la complessità delle condizioni chedevono verificarsi per la sua applicazione appare:- una debole minaccia (pay ad bid invece che systemmarginal price per le ore in cui si verificano le trecondizioni);- potenzialmente in grado di modificare i comportamentidi offerta sul mercato: se un operatore si aspetta diverificare le tre condizioni, ciò significa che il sistemasi trova in una fase di alto carico, e quindi potrà fareofferte alte su tutti gli impianti in modo da vanificare lacontromisura senza rischio di non essere dispacciato.

Il bando di concorso dell’Acquirente UnicoL’Acquirente Unico, in base alle disposizioni dellaDelibera 21/04, ha già provveduto ad emanare unbando di concorso in cui ha specificato le modalitàdella procedura concorsuale e le tipologie contrattualirichieste.I contratti messi al bando sono di quattro tipologiediverse: base load, mid merit, peak load 1 e peak load2, per la fornitura di energia elettrica dal giorno diattivazione del dispacciamento di merito economicofino al 31 dicembre 2004.Le procedure concorsuali si svolgono a livello zonale.Le quantità messe al bando variano per tipologiacontrattuale, zona e trimestre: i totali sono riportati intabella 2.

2(1 )( 1)min max

0i iDx D x F

Q − − −

=

dove: D è la quantità venduta sul mercato del giornoprima, inclusiva della quantità dei bilaterali, pari quindialla domanda attesa nell’ora; xi è la quota di mercatodell’operatore calcolata sulla capacità installatadisponibile nell’ora; F è il rapporto tra la capacitàinstallata totale e D, così che F-1 è il margine di riservadisponibile nell’ora.Questa terza condizione implica che l’operatore abbiavenduto sul mercato del giorno prima una quantità dienergia elettrica che dipende dalla domanda e dalmargine di riserva: maggiore è la quota di mercato eminore il margine di riserva, maggiore la quota delladomanda che l’operatore deve coprire; al limite se ilmargine di riserva nell’ora è nullo, l’operatore deveaver venduto una quota della domanda pari alla suaquota di mercato. Due esempi sono riportati nelgrafico 1: un operatore che ha una quota di mercatodel 50% sulla capacità installata, dovrà fornire almenoil 50% della domanda se il margine di riserva è nullo;se il margine di riserva sale sopra il 100% non esistealcun vincolo per l’operatore. Un operatore che inveceha una quota di mercato del 30% non ha vincoliquando il margine di riserva sale al di sopra del 65%.

Grafico 1. Quota della domanda che l'operatore marginale è tenuto a

servire

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0% 50% 100%margine di riserva

quot

a de

lla d

oman

da d

a se

rvire

Operatore con quota di mercato del 50%Operatore con quota di mercato del 30%



Il prezzo di riferimento dei contratti per differenze èsuddiviso in due parti:- parte variabile: corrispondente al parametro Ct invigore ad aprile 2004 (di prossima pubblicazione daparte dell’Autorità, e stimabile in 36.45 euro/MWh),- parte fissa, come risultante dalla proceduraconcorsuale.La procedura concorsuale si svolge, coerentementecon le linee guida indicate dall’Autorità, nel seguentemodo:- gli operatori sono invitati a presentare offerte, perblocchi minimi di 25 MW, riferite ad ogni tipologiacontrattuale e ad ogni zona;- oltre alla quantità, gli operatori devono offrire unosconto percentuale rispetto ad un prezzo base d’astaper la parte fissa; sconti diversi possono esserepresentati per blocchi di quantità diversi;- le offerte vengono ordinate in ordine decrescenterispetto allo sconto offerto;- le offerte che presentano percentuali di sconto piùalte sono dichiarate vincitrici, fino al raggiungimentodella quantità totale;- il prezzo di riferimento sarà quello specificatonell’offerta (regola del pay as bid);Il prezzo base d’asta è così calcolato:

Pb = PGt – Ct – rf – bfcon due specifiche:- il prezzo base, e quindi il prezzo di riferimento delcontratto, è definito come media trimestrale per icontratti base load e mid merit e come media mensileper i peak load;- il PGn di riferimento è quello definito dalla delibera05/04, ossia non si tiene conto delle modificheapportate dalla delibera 20/04 (cfr. articolo dedicato).

A tal riguardo è però da sottolineare una incongruenzanel bando tra la definizione delle tipologie contrattualie dei prezzi base. Infatti, le tipologie contrattuali sonodefinite come in tabella 3:

Per quanto riguarda il contratto base load, il prezzobase d’asta è definito come media trimestrale su tuttele ore, ed i suoi valori sono quelli riportati in tabella.

Per le altre tipologie contrattuali il prezzo base vacalcolato come prezzo medio delle ore incluse nelcontratto. La definizione delle tipologie contrattualisembra non lasciare dubbi in merito alle ore coinvolte2.Calcolando i prezzi base come dalla definizione siottengono però dei prezzi diversi da quelli pubblicatidall’Acquirente Unico. La tabella 5 riporta i prezzicalcolati e quelli pubblicati dall’AU.In realtà, i prezzi pubblicati dall’AU si riferiscono aperiodi temporali diversi da quelli specificati nelletipologie contrattuali, e riportati in tabella 6.Sebbene gli operatori siano chiamati ad offrire unapercentuale di sconto, e quindi non i livelli assoluti,quanto indicato potrebbe ingenerare confusione edincertezza per gli operatori che partecipano alle gare.

2 Ad esempio per il mid merit le ore comprese tra le 8:00 e le 23:00 dovrebbero essere 15.

Tipologia T2 T3 T4Baseload 1750 1750 1750Mid Merit 2850 2850 4675Peak Load 1 1525 3150 1975Peak Load 2 1275 3600 1975Fonte: Acquirente Unico

Tabella 2. Le quantità messe al bando dall'Acquirente Unico (MW)

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Tipologia Periodo di r ife rim ento pubblicato dall'AU

Base load 00:00 - 24:00M id Merit 8:00 - 24:00Peak Load 1 9:00 - 13:00Peak Load 2 T2: 18:00 - 23:00

T3: 19:00 - 22:00T4: 17:00 - 22:00

Fonte: Acquirente Unico

Tabella 3. Le tipologie contrattuali messe al bando dall'AU

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aprm aggiulugagosetottnovdic

Fonte: Acquirente Unico

14.81

17.76

11.1

Tabella 4. Prezzo base d'asta per il contratto Base Load (euro/MWh)

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Tabella 5. Confronto tra prezzi base d'asta pubblicati dall'AU e calcolati (euro/MWh)

Prezzi calcolati Prezzi AU



apr 18.01 19.08 7.59 8.43m ag 20.02 20.54 7.34 8.16giu 49.41 51.15 18.70 19.48lug 50.10 51.86 23.70 23.70ago 20.71 19.15 8.33 8.86se t 38.31 35.54 15.87 18.02ott 17.43 18.47 13.94 15.39nov 18.90 19.80 17.44 20.36dic 20.70 19.79 16.24 20.23Fonte: elab orazioni ref.

26.66 26.12

17.02 16.66

M id M e rit Pe ak Load 1 Pe ak Load 2

22.35 21.96

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Tabella 6. Confronto tra periodi pubblicati e periodi utilizzati dall'Au per il calcolo del prezziTipologia Periodo di

r ife rim ento pubblicato dall'AU

Ore incluse contratto*

Periodo utilizzato per il calcolo de i pre zzi base

pubblicati da AU

Ore incluse contratto*

Bas e load 00:00 - 24:00 6600 00:00 - 24:00 6600M id M e rit 8:00 - 24:00 4125 7:00 - 24:00 4400

Peak Load 1 9:00 - 13:00 1100 8:00 - 13:00 1375T2: 18:00 - 23:00 T2: 17:00 - 23:00T3: 19:00 - 22:00 T3: 18:00 - 22:00T4: 17:00 - 22:00 T4: 16:00 - 22:00

* Ipotizzando la partenza del dispacciamento di merito economico al 1 aprile 2004Fonte: Elab orazioni ref.

Peak Load 2 1191 1466

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ANDAMENTO DEL MERCATO

Fonti rinnovabili: una potenzialità ancora sulla carta in un mercato“regolamentato”

La recente pubblicazione del bollettino sull’energiaelettrica da fonti rinnovabili da parte del GRTN consentedi fare il punto sullo sviluppo dell’energia verde in Italiae sui meccanismi di incentivazione che la riguardano.Rispetto al precedente rapporto il numero e laproducibilità degli impianti qualificati risultano maggiorisia fra gli impianti in esercizio sia, soprattutto, fra quelliin progetto. Tra questi ultimi spicca il ruolo della fonteeolica, che dovrebbe guidare lo sviluppo futurodell’energia rinnovabile in Italia. Ad oggi la crescitaappare comunque modesta rispetto agli obiettivi e alleesigenze del paese e il ruolo del GRTN (e dell’energiaCIP6) sul mercato dei certificati verdi rimanesostanzialmente invariato rispetto all’anno precedente.

La capacità e la producibilità da fonte rinnovabileI dati riportati nel bollettino sull’energia elettrica dafonti rinnovabili evidenzia come i valori relativi agliimpianti ammessi al 31 dicembre 2003 risultinosensibilmente superiori a quelli riportati nel bollettinoprecedente, riferiti al mese di maggio dello stessoanno.Il numero di impianti qualificati cresce infatti a 577,rispetto ai 429 precedenti, e tra questi ben 335riguardano impianti in esercizio, che quindi, nell’arcodi 7 mesi, vedono l’ingresso di 87 nuove unità.Il dato di producibilità (tabella 1) risulta in linea conil numero di nuovi impianti riportati nell’elenco,risultando superiore di circa il 25% rispetto allaprecedente pubblicazione, sia per quanto riguarda gli

impianti in esercizio che quelli in progetto. L’unicafonte che non subisce alcun cambiamento èrappresentata dal fotovoltaico, mentre le altresubiscono variazioni comprese tra il 22% e il 36%sulla producibilità dei gruppi già in esercizio, incluso ilgeotermico, che con due soli nuovi impianti fa registrarela maggiore crescita relativa.Il confronto con gli impianti in progetto evidenziacomunque l’ancora scarso sviluppo delle fontirinnovabili interessate dal nuovo meccanismo diincentivazione. Tra le indicazioni fornite dai nuoviprogetti emerge in particolare il ruolo che dovrebbeassumere la fonte eolica. Tale tipologia di impiantorisulta infatti decisiva per le prospettive di crescitadell’e nergia verde in Italia, con un potenzialeincremento di ben 25 volte rispetto al livello attuale,che attribuirebbe alle regioni del sud un ruolopreminente nel settore delle rinnovabili. Stupisce inveceil dato relativo alle biomasse e rifiuti, che dovrebberoessere interessati da una dinamica addirittura inferiorea quella degli impianti idrici.In merito alla producibilità complessiva è interessanteinvece notare come il nuovo bollettino chiariscal’incongruenza tra questo dato ed il numero dei certificativerdi emessi. A tale proposito si specifica che laproduzione reale degli impianti risulta di fatto inferioredel 50% rispetto alla producibilità riportata nei progettipresentati per la qualificazione, che è quindi daintendersi come dato teorico di massima produzionepossibile. Questo valore verrà progressivamente

Tabella 1. Producibilità annua impianti qualificati IAFRValori in GWh

2003 2002

Fonte Tota le Esercizio Progetto Tota le Esercizio ProgettoIdrica 2 302.1 1 107.0 1 195.1 1 717.8 879.9 837.9Geotermica 697.0 552.6 144.4 418.6 418.6 0.0Eolica 8 866.8 343.8 8 522.9 7 480.2 272.2 7 207.9Prod.vegetali o rif iuti 2 327.6 1 379.7 947.9 1 758.8 1 127.7 631.1Fotovoltaica 1.3 1.2 0.1 1.3 1.2 0.1Totale 14 194.8 3 384.3 10 810.5 11 376.7 2 699.6 8 677.1Fonte: Grtn

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sostituito dai dati a consuntivo acquisiti da parte delGRTN, per cui le indicazioni fornite dalla tabella 1sono attualmente da intendersi come migliore scenariopossibile sulla produzione futura.

L’obbligoPer quanto riguarda l’obbligo di immissione di energiarinnovabile o certificati verdi equivalenti da parte deiproduttori o importatori di energia non rinnovabile(tabella 2) è interessante notare come, rispetto al2002, questo subisca un incremento del 6.2%,nonostante la quota rimanga fisa al 2%. Tale risultatoè da imputare all’incremento della produzionetermoelettrica nazionale in conseguenza della minoreidraulicità che ha caratterizzato il 2002 (-12.5%). Seinfatti l’obbligo in capo agli importatori e ai soggettiproduttori/importatori si riduce del 25%, quello relativoai produttori presenta una netta crescita (+10%) taleda portare il numero di certificati corrispondentiall’obbligo a 34,551, rispetto ai 32,546 precedenti.Lo stesso si può dire relativamente al numero disoggetti interessati dal meccanismo, che passano da17 a 28 per i produttori e da 17 a 14 per le altre duecategorie.Per quanto riguarda gli importatori in particolare nonviene invece evidenziata, come per l’anno passato, laquota di energia esentata dall’obbligo sulla basedell’autocertificazione. La crescita delle importazioni(+5.3%) registrata nel corso del 2002 porta però aconcludere che la riduzione dell’obbligo sia da imputaread un netto incremento dell’energia esentata,confermando il sempre maggiore ricorso a fornitoriesteri non solo per l’acquisto di elettricità, ma ancheper il soddisfacimento dell’obbligo a condizioni piùvantaggiose rispetto al mercato interno.

Il mercato dei certificati verdiLa crescita degli impianti qualificati determina unastima di 13,000 CV emessi a favore di produttoriprivati rispetto a quelli emessi a favore del GRTNstesso, che dovrebbero ammontare a 21,551 (tabella3).Nonostante si evidenzi un maggiore numero di certificativerdi dei privati rispetto allo scorso anno, la situazionenon risulta quindi mutare nella sostanza. Il ruolo deicertificati verdi corrispondenti all’energia CIP6 ritiratadal GRTN rimane assolutamente necessario epreponderante nel garantire il soddisfacimentodell’obbligo da parte dei generatori. Le conseguenzesono evidenti nei risultati del mercato, in cui il prezzodei titoli corrisponde a quello fissatoamministrativamente dal GRTN e le uniche sessionifrequentate dagli operatori sono quelle prossime allascadenza dell’adempimento.In merito all’andamento del prezzo dei certificativerdi, il valore calcolato dal GRTN per determinare leproprie offerte sul mercato passa dagli 84.18 euro/MWh del 2002 agli 82.40 euro/MWh nel 2003. Taleriduzione di prezzo sembra potersi imputare al maggiorprezzo di rivendita dell’energia CIP6 sulle aste destinateal mercato libero.

Tabella 2. Obbligo di immissione di energia rinnovabile2003 2002

num ero soggetti num ero CV % num ero soggetti num ero CV %Produttori 28 31 724 91.2 17 28 775 88.4Importatori 13 2 467 7.1 14 3 696 11.4Produttori/importatori 1 360 1.0 3 75 0.2Tota le 42 34 551 100.0 34 32 546 100.0Fonte: Grtn

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Tabella 3. Numero e prezzo dei Certificati Verdi

2003* 2002Certif icati verdi privati 13 000 9 144Certif icati verdi GRTN 21 551 23 379Prezzo di of ferta GRTN (euro/MWh) 82.40 84.18* dati stimatiFonte: Grtn

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La domanda di energia elettrica nel 2003

L’andamento medio nel 2003I “Dati provvisori di esercizio del sistema elettrico”recentemente pubblicati dal Grtn illustrano l’andamentodella domanda di energia elettrica in Italia nel 2003: larichiesta totale ha raggiunto i 319.7 TWh, con unacrescita del 2.9% rispetto all’anno precedente. Sitratta di un tasso simile a quello medio degli ultimi 4anni, nonostante una crescita del Pil di 1.2 puntipercentuali in meno, accompagnata da una riduzionedella produzione industriale (tabella 1).Tale incremento ha risentito fortemente di fattoriclimatici, in particolare delle elevate temperature estive,che sono risultate superiori, in media, di 3 gradicentigradi rispetto al 20021. Scorporando l’effettodelle temperature, la crescita risulta, in base alle stimedi ref., vicina allo 0.9%, valore comunque superioreall’incremento del Pil (+0.5%) e della produzioneindustriale (-1%) a conferma del trend di crescitadell’intensità elettrica cominciato negli anni scorsi2.

La crescita territoriale: un’Italia a più velocitàScendendo a livello territoriale la crescita delfabbisogno totale è stata guidata principalmente daicompartimenti del Centro-Sud, cresciuti a tassinettamente superiori rispetto alla media: in particolareil compartimento Toscana-Emilia Romagna è cresciutoad un tasso medio vicino al 6%, seguito dalcompartimento Napoli (Campania, Puglia, Basilicata

e Calabria) con un incremento superiore al 5% e daRoma (Lazio, Umbria, Marche, Abruzzi, Molise) conun tasso di crescita medio intorno al 4%. A partire daidati pubblicati dal Grtn nei Rapporti mensili è possibiledistinguere la crescita compartimentale nei differentiperiodi dell’anno, nel tentativo di depurare la crescitadagli effetti climatici. A parte i tassi molto elevati inestate, nella tabella 2 si può notare come la crescitadel fabbisogno risulti molto variabile territorialmenteanche in periodi poco influenzati dal clima (quali i mesiprimaverili ed autunnali). Siamo quindi in presenza di

1 Le temperature nazionali sono calcolate 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 diappartenenza di queste città sul totale nazionale. In questo caso per temperature “estive” si intendono quelle del periodomaggio-settembre.2 Le stime si basano su un modello econometrico elaborato da ref. I consumi mensili nazionali qui considerati sono quellipubblicati dai Rapporti mensili del Grtn.

Tabella 1. Tasso di incremento annuoValori %

Media 1994/1998

Media 1999/ 2002

2003

PIL 2.0 1.7 0.5Produzione Industriale 2.4 0.3 -1.0Dom anda e lettr ica 2.5 2.7 2.9

di cui

Agricoltura -0.9 1.5 4.5 - 3.5(2)

Industria 2.6 2.7 1.5 - 0.5(2)

Terziario 4.1 4.9 5.0 - 6.0(2)

Domestici 1.0 1.2 4.0 - 5.0(2)

Dom anda e lettr ica, tem perature 1994(1) 2.4 3.2 0.9(1) Valori stimati da modello ref. su dati Grtn(2) Stime ref.Fonte: Elaborazioni ref. su dati Grtn

Cresci ta consumi, %

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Tabella 2. Crescita dei consumi per compartimento, 2003(1)

Valori %Ita l ia Cagl iari Firenze M i lano Napoli Roma Pa lermo Torino Venezia

Totale 2.9 1.7 6.0 0.9 5.3 4.3 0.4 3.0 0.1

Estate 5.4 4.8 10.8 2.8 7.5 6.8 1.9 7.0 2.0Inverno 2.0 1.7 3.1 1.2 4.2 3.2 0.9 1.1 0.0Primavera-Autunno 1.2 -1.1 4.5 -1.7 4.1 3.0 -1.7 1.8 -1.5(1) I valori stagionali sono stimati a partire dai Rapporti Mensili del GrtnFonte: Elaborazioni ref. su dati Grtn

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differenti velocità di crescita della domanda: soffronoLombardia e Triveneto, probabilmente a causa dellacrisi dell’industria, soprattutto di quella pesante energy-intensive, e rallentano le Isole, mentre i compartimentidel Centro-Sud crescono a buon ritmo. In parte taletendenza era osservabile anche negli anni precedenti:dopo il 2000, anno di forte accelerazione economica,il peggioramento della congiuntura è stato avvertitosoprattutto al Nord (in modo particolare in Lombardia),i cui consumi avevano trainato la crescita totale neglianni precedenti (tabella 3). L’Emilia Romagna e laToscana nel periodo 2001-2002 crescono a ritmisimili a quelli pre-2000, mentre risultano in accelerazionile regioni del Centro (compartimento Roma) che daun lato risentono meno del rallentamento dell’industriaenergivora e dall’altro, partendo da livelli meno elevati,hanno maggiori margini di crescita dell’intensità elettricanei servizi e nel settore domestico.

La punta di fabbisogno orario: cambiano leabitudini di consumoIl 2003 ha fatto segnare un deciso avvicinamento delfabbisogno estivo ed invernale alla punta: il recordtoccato il 17 luglio (53.1 GWh) è solo di pocoinferiore alla richiesta massima del 10 dicembre (53.4GWh).

La crescita della domanda estiva nel 2003 è imputabileper buona parte alle temperature particolarmenteelevate, la qual cosa, combinata all’effetto ditemperature invernali miti, ha determinato una riduzionedel divario tra le punte stagionali. Ciò risulta evidentein figura 1, che riporta l’andamento della punta estivae di quella invernale negli ultimi 5 anni: i picchi estivirisultano pari, in media, al 96% di quelli invernali ma il2003 è un anno decisamente atipico. L’incrementodei consumi estivi nel 2003 ha messo quindi innanzituttoin luce la sensibilità della domanda di energia elettrica

Figura 1 - L'andamento del fabbisogno di punta

40.0

45.0

50.0

55.0

1999 2000 2001 2002 2003

Fonte: Elaborazioni modello ref.

90

95

100

105

110

115

Punta invernale Punta estiva Punta estiva/Punta invernale

eurocents/kWh Valori %

3 Per semi-elasticità dei consumi alle temperature si intende la crescita percentuale della domanda elettrica indotta da unaumento (o una diminuzione) di 1 grado centigrado delle temperature.

Valori medi annui, %1995-2000 2000-2002 2003

Ita l ia 2.8 2.1 2.9Milano 3.1 0.9 0.9Torino 2.2 1.5 3.0Venezia 3.5 2.8 0.1Firenze 3.4 3.0 6.0Roma 2.4 4.3 4.3Napoli 2.1 2.0 5.3Palermo 2.1 2.3 0.4Cagliari 1.6 2.4 1.7

Fonte: Elaborazioni ref. su dati Grtn

Tabella 3. Crescita dei consumi per compartimento, 1995-2003

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alle temperature, che risulta elevata soprattutto inestate per via della sempre maggiore diffusione dicondizionatori: secondo le stime di ref. la semi-elasticità media dei consumi elettrici nazionali alletemperature estive è vicina all’1.6%3 ma risulta ancoramaggiore in caso di temperature particolarmente alte.Per nettare i consumi dagli effetti climatici si puòstimare il fabbisogno alla punta ipotizzando temperatureuguali a quelle del giorno di punta del 1999. La figura2 traccia l’andamento della punte stagionali al nettodell’effetto-temperature ed evidenzia una riduzionedel gap tra le punta estiva e quella invernale negli ultimitre anni: è quindi ipotizzabile una modifica neicomportamenti di consumo delle utenze, probabilmentedovuta alla sempre maggiore diffusione deicondizionatori e alla contemporanea sostituzionedell’elettricità con il gas sia nel riscaldamento che negliusi domestici. Tale fenomeno è destinato a modificaredi conseguenza le modalità funzionamento degli impianti

di generazione di energia elettrica che nel passatoprevedevano, ad esempio, programmi di manutenzioneparticolarmente concentrati nei mesi estivi, e che oradovranno distribuire la propria produzione in manierapiù uniforme durante l’arco dell’anno.

L’intensità elettrica: i dati settoriali del 2002Come visto in precedenza nel 2003 la crescita deiconsumi, anche al netto dell’effetto temperature, risultasuperiore a quella delle variabili economiche (PIL eproduzione industriale), evidenziando una crescitadell’intensità energetica. Tale fenomeno, peraltro, nonrisulta isolato: negli ultimi anni l’intensità elettrica, inItalia, è risultata in costante aumento, trainata inparticolare dal terziario. Nel 2002, in particolare, lacrescita dei consumi totali nei servizi è risultata vicinaal +6% (tabella 4), superiore alla media degli ultimianni e quasi completamente (circa il 5%) dovutaall’incremento dell’intensità elettrica. Il trend di crescita

Figura 2- L'andamento della punta, temperature 1999

40.0

45.0

50.0

55.0

1999 2000 2001 2002 2003


90

95

100

105

110

115

Punta invernale Punta estiva Punta estiva/Punta invernale

eurocents/kWh Valori %

Tabella 4. Crescita dei consumi per settoreValori medi annui, %

1994-1999 2000 2001 2002

Agricoltura -0.9 4.8 5.2 -5.3Industria 2.6 6.1 1.9 0.2di cui:

di base 0.8 6.7 0.5 -1.8non di base 3.8 5.2 1.4 1.2costruzioni -3.7 7.9 -1.8 9.4

Terziario 4.1 4.7 4.1 5.9Dom estico 1.0 0.7 0.7 2.3

Intensità calcolata come rapporto di consumi e valore aggiunto settoriale, a prezzi costantiFonte: Elaborazioni ref. su dati Grtn ed Istat

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dell’intensità nel settore, quindi, dopo un lieverallentamento nel 2000 e nel 2001, nel 2002 haripreso la sua corsa (tabella 5) determinataprincipalmente dall’informatizzazione del settore edalla diffusione di altri beni durevoli energivori chevanno in direzione di una riduzione del differenzialerispetto agli altri paesi dell’UE. La tabella 6 riportai consumi per unità di prodotto in alcuni paesi europei:l’intensità elettrica in Italia, nel terziario, è pari a pocopiù della metà del valore della Francia e risultainferiore anche ai livelli di Spagna, Germania e Belgio.Meno nette le differenze rispetto agli altri paesi perquanto riguarda l’intensità elettrica nell’industria, dovei livelli in Italia sono simili a quelli di Francia eGermania. Per quanto riguarda questo macro settore,il 2002 è stato un anno di stasi, in cui i consumiindustriali sono risultati pressoché uguali a quellidell’anno precedente. Poiché anche il valore aggiuntoindustriale ha fatto segnare un tasso di crescita prossimoallo zero, ciò ha implicato una interruzione dellacrescita dell’intensità elettrica, che pure continuavada qualche anno. Scendendo a livello meno aggregato,

va evidenziata la diminuzione dei consumi elettrici nelmanifatturiero di base (-1.8%) che, a fronte di unvalore aggiunto stazionario, implica un calo dell’intensitàelettrica ed evidenzia la crisi di alcuni settoriparticolarmente energy-intensive. Al contrariorisultano in aumento i consumi elettrici per unità diprodotto nelle costruzioni e nell’industria non di base.In particolare l’intensità elettrica dell’industria non dibase appare in decisa crescita dal 1995: visto il gradodi aggregazione dei dati non siamo in grado di dire,comunque, se il risultato sia dovuto ad uno spostamentodella produzione non di base verso attività più energivoreo alla sostituzione di lavoro con capitale, conconseguente maggior grado di utilizzo dell’energiaelettrica come mezzo di produzione, nei settoritradizionali.Nel settore domestico, infine, la diffusione dielettrodomestici e condizionatori determina un gradualeaumento dell’intensità elettrica pro-capite4: nel 2002i consumi per abitante sono cresciuti dell’1.7% rispettoal 2001 ed è facile prevederne una crescita

4 Anche se i consumi per abitante italiani rimangono sempre decisamente inferiori a quelli di altri paesi europei (quali Francia,Finlandia, Belgio) vista la minore convenienza relativa dell’energia elettrica rispetto al gas.

Tabella 5. Crescita dell'intensità elettrica settorialeValori medi annui, %

1994-1999 2000 2001 2002Agricoltura -2.1 7.9 5.7 -1.5Indus tr ia 0.9 3.5 1.5 0.0di cui:

di base -1.1 7.1 1.0 -2.0non di base 2.7 0.4 2.2 3.4costruzioni -1.6 4.2 -4.7 6.7

Terziario 2.3 0.5 1.3 4.9Dom estico 1.1 0.4 2.1 1.7

Intensità calcolata come rapporto di consumi e valore aggiunto settoriale, a prezzi costantiFonte: Elaborazioni ref. su dati Grtn ed Istat

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Tabella 6. Confronti internazionli: intensità elettrica settoriale secondo la PPA, 2001Valori in kWh/mln di euro

Ita l ia Spagna Francia Germania Finlandia BelgioAgricoltura 135.7 186.2 74.7 315.5 211.7 71.7Industria 532.6 683.1 543.1 564.6 1428.7 869.4Terziario 69.5 101.9 118.3 91.4 190.0 78.4

Domestico, kWh/abitante 1.1 1.2 2.3 1.7 3.7 2.4

Fonte: Elaborazioni ref. su dati IEA

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notevolmente superiore nel 2003, vista l’eccezionalitàdelle temperature.A questo riguardo la tabella 1 riporta le stime di ref.dei consumi settoriali di energia elettrica nel 2003: lacrisi dell’industria dovrebbe ridurne la crescita suvalori inferiori all’1.5%, a fronte del continuo aumentodel terziario (tra il +5% ed il +6%) e dell‘incrementodi intensità nel settore domestico per i suddetti effetticlimatici, che dovrebbero determinare una crescitadei consumi per usi domestici superiore al 4% in mediad’anno.

Le previsioni per il 2004I consumi elettrici a gennaio e febbraio 2004 sonocresciuti, rispettivamente, dello 0.6% e del 2.4%rispetto agli stessi mesi dell’anno precedente.La variazione tendenziale di gennaio è stata determinataanche da un giorno lavorativo in meno rispetto alloscorso anno e da temperature lievemente inferiori,mentre a febbraio ha scontato l’effetto combinato ditemperature più elevate di circa 3 gradi centigradirispetto al febbraio 2002 e di un giorno festivo in piùdovuto all’anno bisestile. Depurata da questi effetti,secondo le stime ref. la crescita tendenziale si attestain entrambi i casi intorno all’1%.Dal punto di vista economico, il 2004 sarà ancora unanno difficile per l’Italia: in particolare ai fini delleprevisioni di consumo elettrico ipotizziamo tassi di

crescita di PIL e produzione industriale (in mediagiornaliera) vicini all’1% in media d’anno. Rispettoallo scenario previsivo ref. di gennaio, il PIL è statorivisto al ribasso di 7 decimi di punto e la produzionedi 1 punto percentuale.Per quanto riguarda le temperature, dopo il caldorecord dello scorso anno, continuiamo ad ipotizzare ilritorno alla normalità, con temperature estive in mediastagionale, cioè inferiori di circa 3 gradi rispetto aquelle dello scorso anno.A partire da tali ipotesi, prevediamo una crescita deiconsumi elettrici anno su anno nel 2004 dell’1%rispetto all’anno precedente. La bassa crescita sarebbedeterminata soprattutto dalla diminuzione dei consumiestivi: la riduzione delle temperature provoca difatti uncalo della richiesta nei mesi estivi vicino al 2% rispettoal 2003 (figura 3). A parità di temperature rispettoall’anno scorso, l’incremento dei consumi sarebbevicino al 3%, il che potrebbe causare nuovamenteproblemi di scarsità nel sistema elettrico, con unapunta estiva che potrebbe superare i 54 GWh.La crescita tendenziale prevista risulta invece inferiorese depurata dagli effetti di calendario, che quest’annoprevede in totale 5 giorni lavorativi ed un giorno festivo(dovuto all’anno bisestile) in più rispetto al 2003: alnetto di questi fattori l’incremento della domanda sifermerebbe a +0.6%.

Figura 3 - Le previsioni di domanda elettrica

22000

23000

24000

25000

26000

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29000

30000

31000

gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic


Anno 2003 Anno 2004 Anno 2004, calendario 2003

GWh

La linea tratteggiata si riferisce alle previsioni ref.



MERGERS&ACQUISITIONS

M&As in Europa

Dopo aver fatto il suo ingresso nel mercato italianodella distribuzione e della vendita del gas naturale, GasNaturàl (GN) prosegue nel suo programma diespansione nel Mediterraneo. La società spagnola hainfatti acquisito il 35% di DEPA, la società pubblicadel gas greca, operante in tutte le fasi della filiera(dall’importazione alla vendita, attraverso societàsussidiarie). Le trattative con il Governo greco sonoiniziate nel Settembre del 2003 (quando GN è rimastol’unico a concorrere per acquisire una partecipazionein DEPA) e si sono concluse con la firma di un accordopreliminare. L’accordo deve essere ratificato dalnuovo governo greco, nominato con le elezioni politichetenutesi lo scorso 7 marzo. Si tratta della più importanteoperazione di Gas Naturàl Europa ed è costata a GN285 milioni di euro.

***Con un accordo con Charbonnage de France (CdF),Endesa ha acquisito il controllo in Snet, la secondasocietà elettrica francese. La partecipazione detenutada Endesa in Snet passa dal 30% al 65% attribuendoalla società spagnola il controllo prima detenuto daCdF con il 51.25%. La quota di capitale residua restain mano ad EdF. Proprio la cessione di una quota dipartecipazione in Snet da parte degli azionisti francesiaveva rappresentato uno degli elementi oggetto delletrattative tra Enel ed Edf degli scorsi mesi; non siesclude quindi che si riapra per Enel la possibilità dientrare nel capitale di Snet attraverso un accordo conEndesa. L’ammontare dell’intera operazione(compresa l’acquisizione della quota già detenuta daEndesa) è valutato intorno ai 571 milioni di euro.Questa operazione rientra nei programmi di espansionenella regione del Mediterraneo di Endesa esplicitatinel suo piano strategico.

***Hidrocantabrico e Electricidad de Portugal hannodato vita ad una società attraverso la quale stipularecontratti per l’acquisto di equipaggiamenti per ladesolforizzazione (riduzione delle emissioni di diossidodi zolfo) delle emissioni delle loro centrali di Sines(Portogallo), Abono e Soto de Rivera (Asturie). A

questo scopo hanno pubblicato un’offerta per seiunità di desolforizzazione da installare nelle tre centralia carbone. Quattro di queste dovranno essere installatepresso la centrale di Sines, di proprietà di EdP, e ledue restanti presso le altre due centrali, di proprietà diHidrocantabrico.

***Nell’ambito della riorganizzazione della societàportoghese Galpenergia sono stati conclusi accordidel Governo portoghese con ENI e con Iberdrola,entrambe azioniste di Galpenergia. Eni vende la propriapartecipazione in Galp (uscendo così dal settore dellaraffinazione e della distribuzione dei prodotti petroliferiportoghese) in cambio del 49% del capitale di Gas dePortugal (GdP) controllata in precedenza al 100% daGalp. Questa intesa rafforza la strategia dell’Eni dicrescita all’estero nel settore del gas, ed in particolarenella penisola iberica. Sul valore dell’operazione nonci sono fonti ufficiali, ma, da indiscrezioni, l’Enidovrebbe ricevere una cifra vicina ai 650 milioni dieuro per l’uscita dal mercato dei carburanti ed ilpassaggio da Galp a GdP. La società portoghesedispone di capacità di rigassificazione presso ilterminale GNL di Sines (circa 5 milardi di mc l’anno)e di capacità di trasporto nel gasdotto Transmagrebinoproveniente dall’Algeria (3 miliardi di mc/anno).Parallelamente ha preso forma l’accordo tra Iberdrolae il Governo portoghese secondo il quale in cambiodella cessione della quota del 4% detenuta da Iberdrolain Galp la società spagnola riceverebbe il 58.8% diBeriagàs ed il 40% di Tagusgàs, due distributori di gasche servono complessivamente 16,000 clienti (macoprono una regione in cui vive il 16% della popolazioneportoghese), oltre ad un conguaglio in denaro.

***Con l’acquisizione delle società Sober Gas s.p.a,attiva nella distribuzione del gas naturale, e R.E.S.S.s.p.a., attiva nella vendita, entrambe di proprietà dellafamiglia Piccinini ed operanti nella provincia di Bergamo,BAS (Bergamo Ambiente e Servizi) rafforza la suapresenza nel territorio bergamasco. Il numero clientiserviti nel settore gas da Omniservizi (la società di



vendita controllata da BAS) sale a quota 92,000,distribuiti su 23 diversi comuni. La rete principale, incapo a Bergamo Infrastrutture, raggiunge un’estensionedi circa 800 km (con l’acquisizione di 380 km di retein capo a Sober Gas). Le società acquisite sono titolalidelle concessioni di 21 comuni bergamaschi e nelcorso del 2002 hanno venduto oltre 50 milioni di metricubi di gas.

***Edison per Voi, società del gruppo Edison, si èaggiudicata un ramo di azienda del Comune di AltavillaIrpina (Avellino) costituito da circa 1300 contratti difornitura di gas naturale a clienti finali, a seguito diun’apposita procedura ad evidenza pubblica indettadal comune per la dismissione di tali attività. Edisonper Voi subentrerà anche nella titolarità del contrattodi somministrazione di gas naturale in corso tra ilcomune di Altavilla Irpina ed Eni S.p.a..IL fatturatodel ramo di azienda ceduto è stato, nel 2002, di circa11 milioni di euro.

***L’Antitrust ha autorizzato l’acquisizione del controllocongiunto di SEA Viareggio, la società di distribuzionedel gas viareggina, da parte del Comune di Viareggio(che attualmente ne detiene interamente il controllo) e

di Ages, in via transitoria, (poi ad Ages subentrerà inmodo definitivo Toscana Gas). Le parti hanno previstodi costituire una società il cui capitale sociale, aoperazione conclusa, sarà detenuto al 74% da ToscanaGas. Questa nuova società acquisirà il 40% di SEAViareggio, in quanto soggetto prescelto dal Comunedi Viareggio a seguito di una gara ad evidenza pubblicaindetta per selezionare il socio industriale di SEA.Risulta vincitrice della gara l’associazione temporaneacomposta da Ages, Publienergia, Fiorentina gas ePubliambiente. SEA Viareggio opera nella distribuzionedel gas naturale e, attraverso la sua controllata SeaCom,nella vendita, ma opera anche nella gestione dei servizidi igiene del territorio nei comuni di Viareggio eCamaiore (attività che sarà interamente scorporatadal 1 gennaio 2006, a seguito dell’ingresso di Ages).Il fatturato di SEA Viareggio per le sole attività relativeal settore del gas è stato nel 2002 di circa 12.3 milionidi euro. Ages, la cui denominazione, a seguito dellafusione con Publienergia, cambierà in Toscana Gas, èattiva come distributore di gas naturale in 31 comuninelle province di Pisa, Lucca e Firenze e nella vendita,attraverso la sua controllata Ages Vendite. Ages ècontrollata indirettamente da Italgas (46%) e da ungruppo composto da enti pubblici territoriali dellaRegione Toscana (53%).



L’ANDAMENTO DEL CT E DEL QE

I prezzi dell’energia: le attese del mercato

I prezzi dell’energia nel secondo trimestre 2004Le stime di preconsuntivo sull’andamento dei parametriCt e QE per il prossimo trimestre indicano unaggiornamento del costo variabile della generazioneelettrica, mentre non è prevista alcuna variazione delcosto di approvvigionamento del gas naturale. Inparticolare da aprile 2004 si prevede una consistenteriduzione del Ct (da 3.984 a 3.645 eurocent/kWh, -8.4%), che sconterà soprattutto i beneficidell’apprezzamento dell’euro sul dollaro, dopo duetrimestri consecutivi di invarianza.In attesa dell’aggiornamento, previsto per la fine diquesto mese, con cui l’Autorità fisserà i parametri e lecomponenti della tariffa elettrica e del gas naturalevalidi per il trimestre aprile-giugno 2004, presentiamole nostre previsioni per i prossimi trimestri cuipremettiamo un commento sull’andamento recentedelle quotazioni sui mercati internazionali deicombustibili fossili e del cambio dollaro/euro.

L’andamento recente delle quotazioniinternazionali

Petrolio

La figura 1 riporta le quotazioni spot del Brent Datede quelle del Brent forward ad 1 mese. A febbraio ilprezzo medio del Brent Dated si è attestato intorno ai

31 dollari/bbl, valore pressoché analogo a quello digennaio (31.1 dollari/bbl). Il prezzo del petrolio,comunque, risulta in crescita fin dalla seconda metà difebbraio, dopo la decisione dell’OPEC di un nuovotaglio produttivo, ed ha toccato valori medi giornalierisuperiori ai 34 dollari/bbl nel mese di marzo, ancheprima dell’attentato di Madrid. La tensione dei mercatipetroliferi è segnalata anche dalla backwardationdella curva dei prezzi a termine: in particolare il prezzoforward, dopo essere tornato su valori pressoché inlinea con quelli del Dated all’inizio di febbraio, ènuovamente quotato con uno sconto di circa 0.8dollari/bbl sul prezzo a pronti.Secondo l’IEA a febbraio l’offerta Opec è risultataleggermente inferiore a quella del mese precedente(vedi tabella 1), attestandosi su un livello medio di27.80 mbg (-100,000 bg). La diminuzione piùsignificativa è stata registrata in Iraq, che stenta aritornare alla piena produzione ed a febbraio haprodotto meno di 2 mbg. L’obiettivo dichiarato per il2004 è di una produzione media di circa 2.5 mbg, maperché venga raggiunto è necessario il funzionamentoa pieno regime dell’oleodotto di Kirkuk, nel Nord delpaese, che nei mesi passati era stato oggetto di diversisabotaggi e che è stato riaperto solo nei giorni scorsi.Ad un anno dalla guerra in Iraq il bilancio non risulta,comunque, positivo come gli Stati Uniti si aspettavano:oltre ai problemi politici, ancora lontani dall’essererisolti, dopo la fine della guerra non si è assistito adun’inondazione di petrolio iracheno verso l’Occidente,i prezzi sono ancora molto elevati e quindi l’Opec nonè stata messa in crisi; in più il complicato ritorno allanormalità sta ritardando l’afflusso di capitali dall’estero,che pure sarebbero necessari per la ricostruzione delpaese, industria petrolifera compresa.Da osservare che anche a febbraio, come già nei mesiprecedenti, la produzione dell’Opec-10 è statadecisamente superiore a quanto il rispetto delle quoteimponesse. Tutti i paesi, eccetto Indonesia e Venezuela,hanno infatti sforato i rispettivi tetti produttivi, con unaproduzione aggregata superiore di 1.36 mbg rispettoa quella stabilita nel meeting di Vienna del settembrescorso.

Figura 1 - Andamento del prezzo del petrolio (US$/bbl)

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14/11 1/12 16/12 31/12 15/1 30/1 16/2 2/3 17/3

Fonte: Elaborazioni ref. su dati Datastream

Brent Dated Brent Fwd fob 1 mese



Ancora in aumento la produzione dei paesi non-Opec(+140,000 bg), guidata dall’incremento di circa 90,000bg della produzione statunitense e da una crescita dicirca 40,000 bg in Russia e Brasile.Nonostante gli aumenti produttivi, rimangono tuttaviapresenti diversi fattori di tensione che mantengono iprezzi del petrolio su valori che non si registravano daitempi dell’invasione irachena al Kuwait. In primoluogo, vi sono i timori legati al taglio deciso dall’Opeccon decorrenza da aprile, benché molti analisti sianoscettici sulla effettiva volontà dei paesi membri dirispettare i tetti produttivi; resta inoltre preoccupanteil livello delle scorte statunitensi e ulteriori tensioni suiprezzi sono dovute alla situazione politica internazionale,visti gli ultimi atti terroristici e anche le minacce diritorsioni che il presidente del Venezuela ha rivolto agliStati Uniti, accusati di indebite ingerenze nella politicainterna del paese.

Oli combustibili

Dopo l’incremento registrato a gennaio, nel mese difebbrario si è assistito ad una diminuzione del prezzodegli oli BTZ, Fuel Oil 1% Cargoes ARA Cif e FuelOil 1% Med Basis Genoa-Lavera Cif, che hannotoccato livelli inferiori, rispettivamente, di 5.1 e 6.3punti percentuali rispetto al mese di gennaio.Leggermente inferiore il rallentamento del combustibileSTZ (NY Estimated Spot Fuel Oil No.6, 0.3% S,

LoPr) che a febbraio ha fatto segnare una diminuzionedell’1.7% rispetto al mese precedente.

Carboni

A febbraio i carboni considerati nel paniere combustibilidel Ct risultano generalmente in aumento, conincrementi medi mensili che vanno dal +2.3% delsudafricano Richards Bay al +5.3% del venezuelanoMaracaibo fino al +9.8 % del cinese Qinhuandgdao.

Gasolio

Le quotazioni internazionali del gasolio (Gasoil 0.2Cargoes Med Basis Genoa-Lavera Cif) utilizzate nelpaniere combustibili del QE, dopo il deciso aumentodi gennaio (+6.8%), sono tornate su livelli simili a quellidi dicembre 2003, facendo segnare una diminuzionedel 7%.

Il tasso di cambio

Il cambio euro/dollaro nel mese di febbraio è rimastosu valori simili a quelli di gennaio, intorno a 1.26 inmedia mensile. Nelle prime tre settimane di marzo,peraltro, la moneta europea ha perso lievementequota rispetto a quella statunitense: il tasso di cambiomedio è stato pari a circa 1.23, in diminuzione del 3%rispetto a febbraio.

Tabella 1. Quote e produzione greggio Opec settembre-dicembre 2003 (mbg)

Paese Novem b re 2003

Aprile 2004

Capacità produttiva

Dicem b re 2003

Gennaio 2004

Feb b raio 2004

Algeria 0.78 0.75 1.20 1.15 1.13 1.13Indones ia 1.27 1.22 1.18 0.98 0.98 0.99Iran 3.60 3.45 3.75 3.95 3.90 3.95Iraq - - 2.80 1.97 2.04 1.94Kuwait 1.97 1.89 2.25 2.61 2.56 2.55Libia 1.31 1.26 1.45 1.47 1.47 1.48Nigeria 2.02 1.94 2.50 2.31 2.35 2.32Qatar 0.64 0.61 0.77 0.75 0.75 0.75Arabia Saudita 7.96 7.64 9.50 8.25 8.25 8.25UAE 2.14 2.05 2.40 2.35 2.28 2.28Venezuela 2.82 2.70 2.35 2.22 2.19 2.16Totale 30.15 28.01 27.90 27.80Opec 10 (Iraq esclus o) 24.50 23.50 27.35 26.04 25.86 25.86Fonte: Elab orazioni ref. su dati IEA e Opec

Produzione OpecQuote e capacità Opec

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MP

Le previsioni a breve termine delle quotazioniinternazionali del petrolioL’andamento dei prezzi del petrolio per i prossimimesi dipende in buona parte dai comportamentidell’Opec: c’è grande attesa di capire se i paesimembri rispetteranno i tetti produttivi decisi nel meetingdel febbraio scorso. L’opinione diffusa è che ci sarà untaglio, ma non tale da portare la produzione totaleOpec su livelli inferiori ai 24 mbg, a fronte di un tettodi 23.5 mbg. Questa impressione è confermata anchedalle prime comunicazioni dei paesi produttori aipropri clienti, che prevedono riduzioni decisamenteinferiori a quelle necessarie per rispettare le suddettesoglie. Secondo alcune indiscrezioni, ancora daconfermare, i paesi membri, visti gli elevati prezzi delpetrolio, potrebbero anche decidere di posticipare iltaglio a decorrere da maggio.Nonostante questo, il mercato rimane tight sia perchéle previsioni di domanda, soprattutto quella cinese,sono abbastanza ottimistiche, sia perché permangonole tensioni politiche a seguito dall’attacco terroristicodi Madrid e dell’uccisione del capo di Hamas inIsraele, che rischia di rendere ancora più difficili irapporti tra l’Occidente ed i paesi arabi.Lo scenario di Brent considerato da ref. incorpora lerecenti aspettative del mercato future IPE di Londraed ipotizza un prezzo medio del petrolio superiore ai32 dollari/bbl fino a luglio 2004, che poi gradualmentediminuisce rimanendo comunque superiore ai 29dollari/bbl fino a settembre 2005.

Come già nei mesi scorsi, l’effetto di questa tensionedei prezzi del petrolio è smorzato in Europa dalla forzadell’euro rispetto al dollaro. Lo scenario considera lequotazioni future del New York Board of Trade, cheprevedono un tasso di cambio euro-dollaro intorno a1.23 per l’intero periodo di previsione, il che implicaun prezzo del Brent in euro che si attesta sui 26 euro/bbl in media 2004 e scende su valori vicini ai 24 euro/bbl nel 2005.Lo scenario di Brent sopra descritto è illustrato nellafigura 2; il prezzo del petrolio è espresso in euro equindi considera congiuntamente l’evoluzione dell’altravariabile esogena, il tasso di cambio euro-dollaro.

Le attese sul prezzo dell’energia per il periodoaprile 2004 - giugno 2005

Elettricità

I risultati delle previsioni del parametro Ct basate sulmodello ref. sono riportati in figura 3. Come detto,in base alle prime stime di preconsuntivo, il costovariabile di generazione nel secondo trimestre del2004 scende a 3.645 eurocent/kWh (-8.4% rispettoal trimestre precedente), dopo due trimestri consecutividi stabilità a 3.984 eurocent/kWh. Come detto nellaprecedente Newsletter la ragione principale di talerisultato è l’apprezzamento dell’euro che ha più checompensato l’aumento del prezzo del petrolio degliultimi mesi. Dopo la diminuzione del Ct attesa per il

Figura 2 - L'andamento del prezzo del Brent in euro/bbl

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27

32

37

00 apr lug ott 01 apr lug ott 02 apr lug ott 03 apr lug ott 04 apr lug ott 05 apr lug ott 06

Fonte: Elaborazioni ref. su dati Datastream ed IPE

Euro/bbl



prossimo trimestre, il forte incremento dei prezzi suimercati petroliferi prevista per i prossimi mesi dovrebbedeterminare un nuovo incremento del parametro apartire da ottobre 2004, con una variazione in aumentodel 9.6%. Il valore medio del Ct nel 2004 dovrebbeattestarsi su un livello vicino ai 3.82 eurocent/kWh,quindi comunque inferiore a quello medio del 2003(4.198 eurocent/kWh), ma leggermente superiore aquello del 2002 (3.783 Eurocent/kWh).Successivamente, la diminuzione del prezzo del petroliodovrebbe portare ad una riduzione anche del Ct chesecondo le previsioni dovrebbe attestarsi intorno a3.849 eurocent/kWh da luglio 2005 (-3.7%).

Gas naturale

I risultati delle previsioni del parametro QE per ilperiodo di riferimento sono riportati nella figura 4.Dopo la diminuzione del primo trimestre del 2004, cheha portato il costo di approvvigionamento del gasnaturale a 12.83 Eurocent/mc, si prevede l’invarianzadel parametro per tutto il periodo di previsione. Inmedia, nel 2004, il QE dovrebbe quindi risultare innetto calo rispetto al 2003 (13.81 Eurocent/mc);l’incessante tensione sui mercati petroliferi, peraltro,dovrebbe risultare in un parametro di costo diapprovvigionamento del gas ancora superiore rispettoai livelli del 2002 (12.22 Eurocent/mc).

Figura 3 - La previsione del Ct

-3.70.00.00.0 9.7-6.80.08.2 -8.40.0-3.40.0 4.2 7.83.6-5.5-9.1 0.0

3.8493.9983.645

3.984 3.984

4.2764.425

3.941

3.941

3.6413.5143.720 3.849

1.5

2.5

3.5

4.5

5.5

02 m m l s n 03 a l o 04 a l o 05 a l o

Fonte: "Osservatorio Energia" - ref. su modello sviluppato per Dalmine Energie.

-20

-10

0

10

20eurocents/kWh Var. %

Figura 4 - La previsione del Qe

0.00.0-8.50.08.80.0 0.00.0-8.3 -8.3 -5.4 6.2 0.0 0.05.5 0.0 0.0 0.0

12.83

14.02

13.20

13.25

12.15

11.5012.14

12.83 12.83

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11

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02 m m l s n 03 a l o 04 a l o 05 a l o

Fonte: "Osservatorio Energia" - ref. su modello sviluppato per Dalmine Energie.

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10

20

eurocents/mc Var.%



CONGIUNTURA

Economia ancora in stallo

Una debolezza persistente...L’Italia sta vivendo un momento di estrema debolezza:i dati di contabilità nazionale diffusi recentementedall’Istat e relativi al quarto trimestre hanno mostratocome l’andamento dell’economia italiana si sia rivelatodeludente anche in chiusura d’anno. La debolezzaitaliana risulta particolarmente preoccupante visto chel’economia mondiale è invece in ripresa.Il profilo della domanda interna finale nel corso del2003 è stato rivisto pesantemente al ribasso, soprattuttoper la componente dei consumi. Fino al terzo trimestrela spesa delle famiglie italiane aveva tenuto,mantenendosi lungo un trend crescente nonostante gliincrementi modesti del reddito disponibile e il clima difiducia su livelli depressi. Nell’ultimo trimestre, invecei consumi cadono: l’aumento delle difficoltà dellefamiglie a far quadrare il bilancio, come segnalatoanche dalle inchieste Isae, ha portato ad una contrazionedella spesa di 0.4 punti percentuali.Gli investimenti si sono ridotti nell’anno del 2.1% subase annua, per la prima volta dal 1993. Si contraggonosia la componente dei macchinari (-3.6%) che quelladei mezzi di trasporto(-9.8%). Alla fase di debolezzaprolungata degli investimenti contribuisce il permaneredi margini di capacità produttiva inutilizzata: il grado diimpiego degli impianti, pur registrando un marginaleincremento nel quarto trimestre, rimane al di sotto dellivello medio del biennio precedente. Inoltre, ad influirenegativamente sulla spesa per investimenti sonol’ulteriore contrazione dei margini unitari di profittonell’industria e l’elevata incertezza delle imprese. Sologli investimenti in costruzioni tengono, anche se ilprofilo è di graduale aggiustamento verso il basso deilivelli della domanda dopo gli incrementi del biennioprecedente.La domanda interna, ancora molto debole, compensail contributo negativo della componente estera:l’impatto del net export è modesto, dato che allariduzione delle esportazioni si è accompagnata ancheuna flessione delle importazioni. Al di làdell’apprezzamento del cambio, che ha comportatouna perdita di competitività di prezzo, c’è però anche

un’incapacità delle imprese italiane di reggere allaconcorrenza internazionale. Altri paesi europei, comeFrancia e Germania, pur avendo accusato difficoltà aseguito dell’apprezzamento dell’euro, hanno avutoperformance dell’export migliori dell’Italia.Complessivamente, nel 2003 il Pil è cresciuto dello0.4% su base annua, rimanendo così pressochéstagnante per il secondo anno consecutivo; la variazionecongiunturale nulla registrata nell’ultimo trimestre èstata ottenuta nonostante la flessione del valore aggiuntoprodotto da industria (-0.3%) ed in presenza di unastagnazione dei servizi (-0.1%) solo grazieall’incremento registrato dal valore aggiuntodell’agricoltura (+5.4% rispetto al trimestreprecedente). L’industria italiana è debole da oltre untriennio, e non dà segni di inversioni di tendenza.

..che risparmia solo pochi settori...La stagnazione dell’attività industriale è peraltropiuttosto diffusa. L’indice di diffusione settoriale èstabile da oltre sette mesi: il numero di settori inespansione non muta sostanzialmente. Sebbenescendendo a livello settoriale si osservino cambiamentianche rilevanti, nel complesso l’industria italiana apparein sostanziale immobilità.Nel bimestre dicembre-gennaio, in cui la produzionecomplessiva risulta congiunturalmente piatta, sono inflessione la metallurgia, la lavorazione di metalli nonmetalliferi, la chimica ed il settore calzaturiero.Quest’ultimo è tra i settori a maggiore propensioneall’export ed è in caduta da oltre un triennio a causadelle difficoltà delle esportazioni, dovute alla crescenteconcorrenza da parte dei paesi emergenti, aggravata(ma non causata) dalla perdita di competitività diprezzo conseguente all’apprezzamento del cambio. Siregistra invece una crescita dei livelli produttivi per ilsettore cartario, la meccanica e l’industria dei mezzi ditrasporto.Si sta gradualmente chiudendo il differenziale didiffusione tra settori ad elevata e a minore intensitàenergetica della produzione; è così in via di esaurimentoil fenomeno che ha caratterizzato l’ultima fase del



ciclo, ovvero la minore diffusione delle contrazioni deilivelli produttivi tra i settori più energy-intensiverispetto agli altri. La maggiore frequenza di settori inespansione tra gli energivori spiega l’incremento diintensità energetica media osservato nell’ultimo biennio.

... e che non pare esaurirsiI dati congiunturali più recenti suggeriscono il protrarsidella debolezza. Non vi sono segnali rassicuranti: sullabase del dato Istat per gennaio e delle stimedell’indicatore elettrico per febbraio e marzo, elaboratea partire dai dati di energia elettrica immessa in rete(rilevati e forniti dal Grtn e relativi a circa l’89% del

fabbisogno nazionale), l’attività produttiva nel primotrimestre dell’anno risulta in flessione, perdendo 0.7punti congiunturali rispetto al livello medio registratonell’ultimo trimestre del 2003. L’andamento in calodell’attività industriale ad inizio anno è ancora piùpreoccupante dato che segue un trimestredall’andamento piatto; la produzione sembra cosìessersi fermata un’altra volta dopo il rimbalzoestemporaneo nel terzo trimestre del 2003, che erastato interpretato come un primo segnale di ripresa.A marzo le quantità prodotte crescono anno su annodel 5.5%; l’incremento su base annua è peròcompletamente riconducibile alla presenza di ben duegiorni lavorativi in più rispetto a quelli presenti a marzo2003 (rispettivamente, 23 e 21). Una volta correttoper tale differenza, la variazione tendenziale dei volumiprodotti nel mese è marginalmente negativa (-0.3%).Complessivamente, le quantità prodotte nel primotrimestre a parità di giorni lavorativi si sono contrattedi 0.4 punti percentuali rispetto allo stesso periododello scorso anno.Nella prima metà di marzo i consumi elettrici sonoaumentati su base annua: gli incrementi sono stati piùintensi nei compartimenti del Centro e del Sud. Inparte, la crescita tendenziale dei consumi è peròriconducibile alle temperature più rigide registrate adinizio mese, più basse di quasi cinque gradi rispetto aquelle verificatesi nello stesso periodo del 2003.

Figura 1 - Indice di diffusione in base all'intensità elettrica

3035404550556065707580

92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

fonte: elaborazioni ref. su dati Istat

energy-intensive a minore intensità

ultimo dato: gennaio 2004

Figura 3- Tendenza ordini

0

5

10

15

20

25

30

35

98 99 00 01 02 03 04

saldi Isae destagionalizzati e perequati

Figura 2 - Produzione industriale e consumi elettrici

95

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100

101

102

01 02 03 04fonte: (1) indice ISTAT, base 2000=100 (2) media giorni lavorativi, dati GRTN

760

780

800

820

840

860

880

produzione industriale, scala sin (1)indicatore elettrico ref.consumi elettrici in GWh, scala dx (2)

dati destagionalizzati; ultimo dato marzo 2004



I segnali rimangono poco favorevoli per una ripresadella produzione: dopo un iniziale entusiasmomanifestato a fine estate, le imprese interpellatenell’ambito delle inchieste Isae si dimostrano ora piùcaute nelle proprie attese di domanda e produzione.Benché il commercio mondiale sia in accelerazione,non vi sono spunti dalla domanda estera, depotenziatadalla perdita di competitività: il tenue miglioramentodei giudizi delle imprese italiane circa gli ordini esteriregistrato la scorsa estate si è arrestato. Sul fronteinterno, i consumatori appaiono ancora sfiduciati.Inoltre, il forte accumulo di scorte, perlopiùindesiderato, verificato a fine 2003 costituisce unfardello che pesa sulle prospettive di crescita dellaproduzione nei prossimi mesi.

Figura 4- Giudizi delle imprese sul livello delle scorte

-10

-5

0

5

10

94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

saldi Isae, media mobile di tre termini

Figura 5- clima di fiducia dei consumatori

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103

107

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127

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04

saldi Isae, dati perequati

Figura 6 - Ordini esteri industria

-30

-25

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-5

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5

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15

97 98 99 00 01 02 03 04

totale industrie, saldi Isae; dati perequati



Le borse elettriche europee a gennaio 2004Legenda grafici. I grafici riportano i prezzi medi giornalieri registrati sulle borse elettriche europee afebbraio. I dati si riferiscono ai risultati delle aste orarie per la consegna nelle 24 ore del giornosuccessivo. Nel caso della borsa slovena Borzen sono stati considerati i prezzi e i volumi giornalieri delcontratto Baseload. Il grafico “Confronti internazionali di prezzo” riporta i valori del prezzo medio,minimo e massimo su base mensile. Il grafico “Confronti internazionali volumi scambiati” riporta ivalori del volume medio, minimo e massimo scambiati nel mese. Come misura della volatilità dei prezzie dei volumi viene calcolato e riportato in entrambi i grafici il coefficiente di variazione, dato dalrapporto tra la deviazione standard e la media mensile dei valori orari. Le fonti dei dati sono le borseelettriche considerate.

Il mese di febbraio registra a livello europeo unageneralizzata discesa dei prezzi accompagnata da unaleggera riduzione dei volumi scambiati. Su basetendenziale la riduzione del prezzo medio dell’elettricitàrisulta ancora più rilevante a fronte di un andamentodei volumi di segno contrario, con sensibili incrementirispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Laforte stabilità e la sostanziale convergenza dei mercatia febbraio è confermata dal confronto dei prezzi mediregistrati sulle borse. Se si eccettua l’Olanda, chemantiene livelli più sostenuti rispetto ai paesi limitrofi,il prezzo medio presenta spread limitati (si va da unminimo di 24.24 euro/MWh sull’Omel ad un massimodi 28.11 euro/MWh su Borzen) e prezzi massimidecisamente contenuti (35.63 euro/MWh sulNordpool rispetto a 55.22 euro/MWh sull’Omel).

OMEL. I dati di febbraio confermano la stabilità diprezzo sulla borsa spagnola con andamenti simili aquelli del mese precedente. Si registra infatti un lieverialzo del prezzo medio (+0.8%) con un valore che

risulta comunque il minimo in Europa, attestandosi a24.24 euro/MWh. La volatilità è contenuta e l’indicedi variabilità è pari a quello del mese precedente (0.3),mentre il prezzo massimo (55.22 euro/MWh) si riduceulteriormente rispetto a gennaio. Anche se in misuraminore rispetto alle altre borse, l’andamento tendenzialepresenta invece una riduzione pari al -4.7%.Per quanto riguarda i volumi scambiati i valori simantengono contenuti e ammontano ad un totale di16,928 GWh. La riduzione rispetto a gennaio è del -3.4%, mentre la crescita tendenziale risulta pari al5.6%.NordPool. Continua la lenta discesa dei prezzi suimercati scandinavi con un valore medio a febbraio di27.50 euro/MWh, che corrisponde ad un –5.3%rispetto al mese precedente. Dato l’eccezionale livellodei prezzi dell’inverno 2003, la variazione tendenzialeregistra una considerevole riduzione (-43.0%) e lavolatilità mantiene i livelli minimi in Europa, con unindice di variazione pari a 0.06.

Omel Prezzi sul mercato del giorno prima

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10

20

30

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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29

Febbraio

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h

Media ore piene Media Max Min

NordPoolPrezzi sul mercato del giorno prima

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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29

Febbraio

euro

/MW

h




La riduzione di prezzo continua a sostenere i volumi.Se infatti, rispetto al record storico di gennaio, siregistra una riduzione del -10.9%, con 14,513 GWhscambiati, il dato tendenziale conferma una crescitadel 37.8% rispetto allo stesso mese dell’annoprecedente.EEX. L’andamento dei prezzi sulla borsa tedescaconferma una sensibile riduzione, in linea con quantoavvenuto sui mercati ad essa maggiormente correlati.Il prezzo medio si attesta a 26.54 euro/MWh, checorrisponde ad una riduzione del -4.7% rispetto almese di gennaio, mentre ancor più rilevante è lariduzione tendenziale, che raggiunge un valore di –23.1%. Come negli altri contesti si presenta un’elevatastabilità del mercato, il cui prezzo massimo si riduce diquasi 30 euro rispetto al mese precedente, risultandopari a 50.02 euro/MWh. L’indice di variabilità è di0.29 rispetto allo 0.38 di gennaio.Dopo la battuta d’arresto di inizio anno riprende ladinamica degli scambi, che ammontanocomplessivamente a 5,144 GWh. Tale dato comportainfatti una riduzione del -1.4% sul mese precedente,ma rispetto al 2003 la crescita tendenziale è del43.7%.APX. La borsa olandese mantiene una volatilità e unprezzo più elevati rispetto agli altri mercati, ma rispettoall’andamento caratteristico di questa borsa siconfermano comunque le tendenze registrare a livelloeuropeo. L’andamento dei prezzi è decisamente piùstabile che nei mesi precedenti (indice di variabilità0.65) e il picco di prezzo di 199.0 euro/MWh è il piùbasso degli ultimi 10 mesi. Ciò si accompagna ad unvalore medio di 32.38 euro/MWh, che comporta unincremento congiunturale del 4.9%, ma una riduzionerispetto allo stesso mese dell’anno precedente pari al-6.5%.Sul fronte dei volumi si arresta invece il trenddecrescente che continuava da 9 mesi. I quantitativiscambiati risultano pari a 1,001 GWh e, purcomportando una riduzione del -2.0% rispetto almese di gennaio, determinano una decisa crescitatendenziale rispetto al 2003 (+14.9%).PowerNext. Si mantiene la correlazione con la borsatedesca e austriaca. Il prezzo medio risulta infatti paria 26.14 euro/MWh, corrispondente ad una riduzionecongiunturale (-6.6%) e ad una ancora più consistente

EEXPrezzi sul mercato del giorno prima

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Febbraio

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APXPrezzi sul mercato del giorno prima

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Febbraio

euro

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PowernextPrezzi sul mercato del giorno prima

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Febbraio

euro

/MW

h




riduzione su base tendenziale (-19.3%). La volatilità èmolto contenuta (indice di variabilità 0.26) e il picco diprezzo è il minimo dal novembre 2002 (45.58 euro/MWh).Prosegue la crescita dei volumi scambiati, cheammontano a 985 GWh e corrispondono ad unincremento del 106.3% rispetto allo stesso mese del2003, mentre nei confronti di gennaio il dato si riducead un +5.0%.EXAA. Il prezzo medio risulta leggermente superiorea quello francese e tedesco, attestandosi a 26.91Euro/MWh. Su base congiunturale si registra unariduzione pari a quella francese (–6.6%), mentre ildato tendenziale, comporta un prezzo del 21.2%minore rispetto allo stesso mese del 2003. Anche suquesto mercato è decisamente contenuto il prezzomassimo (44.24 euro/MWh), e lo stesso vale per lavolatilità (indice di variabilità 0.28).

EXAAPrezzi sul mercato del giorno prima

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Febbraio

euro

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h


BorzenPrezzi sul mercato del giorno prima

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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29

Febbraio

euro

/MW

h

Uniform Price for Base Load

Si mantiene il trend crescente degli scambi, che avevasubito un rallentamento alla fine del 2003. I volumi digennaio ammontano infatti a 168 GWh, con unincremento tendenziale dell’82.0%, mentre, rispetto agennaio, si registra una riduzione del -9.5%.Borzen. Prezzi contenuti anche sulla borsa slovena,con un valore medio di 28.11 Euro/MWh, checomporta una riduzione del -5.1% rispetto a gennaio,ed un ancor più consistente decremento tendenzialedel -27.3%. Prosegue invece la riduzione degli scambiiniziata a novembre. Il volume complessivo di gennaio(32.8 GWh) risulta infatti inferiore del –19.5% rispettoallo stesso mese del 2003, anche se comporta unacrescita rispetto a gennaio pari al 28.8%.I dati relativi alla borsa inglese UKPX sono assenti acausa della mancata pubblicazione dei dati relativi allecontrattazioni spot del mese di febbraio 2004 da partedella società che gestisce il mercato.



OSSERVATORIO ENERGIA

ref. è una nuova società di ricerca e consulenza che l'Irs e i suoi economisti senior hanno costituito conl'obiettivo di sviluppare ricerche e metodi di analisi che possano sostenere aziende, istituzioni e organismigovernativi, nei loro processi decisionali.ref. segue i processi di liberalizzazione e regolamentazione del mercato dell’energia con particolare attenzioneagli aspetti istituzionali e all’evoluzione della struttura dell’industria. Le opportunità per le aziende del settore,per i consumatori e per l’economia più in generale sono studiate con strumenti analitici originali. ref. sostieneil MEGeS (Master in Economia e Gestione dei Servizi di pubblica utilità) dell’Università Bocconi di Milano.L’Osservatorio Energia, costituito nel 1999, è finanziato da produttori, consumatori, distributori dei prodottienergetici e merchant banks.

I servizi dell’Osservatorio Energia offerti ai soci e disponibili su internet (www.ref-online.it) sono i seguenti:

Newsletter dell’Osservatorio Energia, mensile che tratta le novità relativamente agli aspetti normativie di struttura del mercato in Italia e fornisce la previsione a tre mesi del Ct.Previsivo dell’Osservatorio Energia, quadrimestrale di previsione dello svilupppo a medio termine delmercato elettrico sulla base del modello di simulazione El-fo. Delinea l'evoluzione della domanda edell'offerta, fornendo previsioni su: costi di produzione, prezzi concorrenziali (nazionale e zonale),possibili effetti delle strategie degli operatori alla luce delle condizione strutturali e della normativa.Energy-Lex, database sull’evoluzione normativa e societaria nel settore elettrico e del gas aggiornatosettimanalmente. Interrogabile via internet secondo diverse modalità permette di ricostruire le norme diriferimento.Rapporto annuale sull’evoluzione e le prospettive dei settori elettrico e del gas (già on line).Seminari di discussione sulle innovazioni legislative e normative. Tre seminari all’anno.Quaderni di ricerca di base. Trattano, a partire dalla letteratura teorica, temi di attualità per il nuovomercato italiano.

Consulenza telefonica sui nuovi provvedimenti del settore.

Energia 2003 - Rapporto ref. sul mercato e la regolamentazione: è disponibile per i Soci, anche online, il rapportoannuale ref. sui settori dell'energia elettrica e del gas. L’obiettivo è quello di ripercorrere l’evoluzione dellanormativa primaria e secondaria, di valutarne gli esiti in termini di effettivo cambiamento nella struttura delmercato e di dinamica dei prezzi, di disegnare scenari a medio termine. Il lavoro è suddiviso in quattro parti: nellaprima si analizza il contesto europeo, nella seconda e nella terza vengono esaminati i settori elettrico e del gas inItalia e nella quarta si propongono alcuni approfondimenti.Per informazioni: Francesca Sala tel. 02-43441043 - [email protected]

El-fo è il modello sviluppato da ref. per simulare il dispacciamento orario del parco idroelettrico e termoelettricoitaliano, minimizzando il costo complessivo di fornitura dell’energia elettrica, tenuto conto dei vincoli dinamicidegli impianti e dei vincoli della rete di trasmissione. È dotato di un ampio database, costantemente aggiornato,sui dati di offerta (impianti termoelettrici, idroelettrici, in regime CIP 6, importazioni) e di domanda.E' disponibile la versione commerciale di El-fo.Per informazioni: Nicola Gallo tel. 02 43441042 - [email protected]

ricerche per l’economia e la finanza newsletter ... · rispetto al 2002, in gran parte a causa...

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