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Il mercato elettricostatunitense

Studi e Analisi Finanziaria

Studi di Settore

Studi e Analisi Finanziaria 2

Indice

Introduzione.........................................................................................................3

Capitolo 2 - La struttura del mercato.........................................................11

2.1 - Domanda e offerta a livello federale ............................................. 112.2 - L’organizzazione della Rete di trasmissione – NERC e ISO......... 132.3 - I mercati organizzati: NEPool, NYPP, PJM................................... 17

Capitolo 3 - Domanda e offerta – analisi e prospettive dei mercatielettrici statunitensi .......................................................................................26

3.1 - Il Npcc ........................................................................................... 273.2 - Il Maac........................................................................................... 353.3 - Il Serc ............................................................................................ 383.4 - Il Frcc ............................................................................................ 413.5 - Il Spp............................................................................................. 423.6 - L’Ecar ............................................................................................ 443.7 - Il Main............................................................................................ 463.8 - Il Mapp .......................................................................................... 483.9 - Il Wscc .......................................................................................... 503.10 - L’Ercot ......................................................................................... 53

Capitolo 4 - I players: utilities, IPPs, Energy merchants.......................56

4.1 - I modelli di business presenti nel mercato.................................... 60

Capitolo 5 - Casi studio..................................................................................65

5.1 - Le utilities integrate: Entergy......................................................... 655.2 - Un esempio di gentrader: Duke Energy........................................ 665.3 - Gli IPPs: Calpine ........................................................................... 675.4 - Gli energy merchant: Dynegy........................................................ 69

Appendice 1 - La crisi californiana.............................................................72

Background: il sistema elettrico californiano......................................... 72I fattori della crisi. .................................................................................. 76Conclusioni: la California dopo la crisi................................................... 78

Appendice 2 - Il caso Enron..........................................................................80

La struttura di Enron.............................................................................. 80I motivi del fallimento di Enron .............................................................. 82Conclusioni: le conseguenze sui mercati .............................................. 84

Marzo 2002

A cura di Luigi NapolanoTel.: 028850 7174

e-mail: [email protected]


IntroduzioneIl presente studio descrive il sistema elettrico statunitense, con l’obiettivo dimettere in luce dove vi sono le maggiori prospettive di investimento neidiversi mercati che lo compongono, nonché quali sono i fattori di rischio.

L’argomento è in realtà amplissimo. Il sistema elettrico statunitense infatti èparticolarmente complesso: esso nasce per via decentrata ed è statoregolamentato per fasi successive, creando un coacervo regolatorio didifficile comprensione qualora si utilizzino i criteri utilizzati per analizzare isistemi elettrici europei. Inoltre, data la vastità del territorio e delle risorseimpiegate per la produzione di energia elettrica, presenta notevoli differenzetra le varie aree, tanto che sarebbe preferibile parlare di più mercati elettriciregionali, piuttosto che di un mercato unitario. Infine, vi sono notevolidiscontinuità anche dal punto di vista del processo di liberalizzazione, nonsolo di natura geografica ma anche relative alla tipologia dei player che vioperano. Per quanto alcune di queste esperienze siano state traslate inEuropa, buona parte delle terminologie e delle pratiche operative sulmercato sono molto differenti da quelle dei nostri mercati, e pertantomeritano quantomeno una trattazione preliminare.

Necessariamente l’analisi tenderà quindi a diventare di natura regionale,quasi si tratti di sistemi elettrici distinti. L’obiettivo principale è quello diindividuare le prospettive di investimento nei diversi sistemi elettrici. E’ dapremettere che un’analisi di mercato approfondita non è possibile a questolivello di analisi. Questo non solo perché implicherebbe la creazione di unmodello di mercato per ogni singola area, ma anche perché alcune diqueste, non essendo deregolate, presentano un grado di trasparenza delleinformazioni molto inferiore rispetto alle aree in cui il processo dideregolamentazione è già stato avviato e vi sono mercati elettricicentralizzati. Nel primo caso pertanto l’analisi sarà necessariamente in granparte di natura qualitativa; nel secondo, sarà possibile invece procedere adun’analisi anche quantitativa, soprattutto relativamente alle relazioni diprezzo.

I risultati che emergono da questa analisi possono essere così sintetizzati:

1. il sistema elettrico statunitense è attualmente un mix di due modelli,diffusi un po’ a macchia di leopardo sul territorio. Un modello èfortemente competitivo, per quanto riguarda la generazione e la venditadi energia all’ingrosso e il trading di energia, che questo avvengatramite mercati centralizzati o contrattazione bilaterali; l’altro ètendenzialmente monopolistico, per quanto riguarda la vendita ai clientifinali, in quanto anche in quegli Stati in cui la domanda è stataliberalizzata ed è formalmente competitiva, il “downstream” tende adessere tuttora dominato dalle utilities tradizionali. Il mercato all’ingrossodell’energia riguarda oggi più del 50% delle transazioni complessive dienergia sul mercato elettrico (l’altra metà riguarda la vendita agli utentifinali). La crescita delle transazioni sul mercato all’ingrosso è statavertiginosa a partire dal 1995-1996, con tassi di crescita anche del 30-40% annuo, imputabile all’affacciarsi sul mercato di una nuova classe dioperatori, i puri traders. Le transazioni tra questi operatori riguardanooggi il 26% del mercato complessivo, per un valore di circa 70 miliardidi dollari, la metà dei volumi del mercato all’ingrosso. Le prospettive,nonostante la crisi di Enron, sono di ulteriore crescita, seppure a tassiminori;

2. questo tipo di struttura del mercato spinge gli operatori elettrici afocalizzare le loro strategie sul mercato all’ingrosso dell’energia. Leazioni strategiche sono diverse: vanno dalla deintegrazione delle attivitàlungo la filiera elettrica, alla creazione di società specializzate nellagenerazione (IPPs) o esclusivamente nel trading (PowerMarketers oEnergy Merchants), piuttosto che al disinvestimento di impianti da parte


dei distributori locali, allo sviluppo di portafogli di impianti dislocati neivari Stati al fine di sfruttare le differenti condizioni strutturali dei mercatielettrici regionali, all’integrazione nei mercati energetici al fine disfruttare le sinergie tra mercati degli input (carbone, olio, gas) e output(elettricità). A nostro avviso non vi sono modelli migliori di altri, ognunocomporta opportunità e livelli di rischio differenti. Più che identificare unipotetico perfetto modello di business, al fine di valutare la validità el’affidabilità del singolo operatore è più importante comprendere lacoerenza del management e la sua capacità di gestione dei rischi tipicidel modello scelto.

3. Per la valutazione dei singoli investimenti nella generazione, emergonouna linea guida basilare: è fondamentale cioè comprendere sel’investimento, soprattutto se si tratta di un singolo impianto, è coerentecon la struttura del mercato elettrico della regione, rispetto ai seguentiaspetti:

� Il posizionamento rispetto alla curva di carico; ad esempio, un nuovoimpianto CCGT, che è costruito per operare in base, potrebbe nonessere remunerativo se installato in un mercato dove esiste giàun’ampia offerta di base ed operante a bassi costi; questo sistemaelettrico potrebbe avere maggiormente bisogno di un impianto dipunta, a causa della sua minore flessibilità e quindi la più modestacapacità di adeguarsi alla volatilità della domanda;

� Le relazioni tra prezzo dell’output (elettricità) e degli input, ossia idriver di prezzo (spark spread, che indica la relazione tra gas edelettricità, dato che la tecnologia primaria dei nuovi impianti utilizzafondamentalmente questa fonte). Ciò permette di capire se latecnologia impiegata è armonizzata con la struttura del parco: adesempio, un impianto di base CCGT costruito in un’area in cui ilprezzo dell’elettricità dipende fortemente da quello del gas, èstrutturalmente “coperto” relativamente alla volatilità dei prezzi: menoin un mercato in cui il driver dei prezzi è, ad esempio, il carbone(dove però potrebbe essere vantaggioso costruire un impianto dipunta).

Lo studio è organizzato come segue. Il primo capitolo traccia un brevestoria dell’industria elettrica statunitense, focalizzandosi ovviamente suiprincipali provvedimenti che hanno condotto all’attuale regime di (parziale)deregolamentazione. Il secondo capitolo analizza il sistema di trasmissione,descrivendo la suddivisione per aree geografiche e analizzando i sistemisubregionali che hanno un grado di integrazione superiore. Noncasualmente, si tratta anche dei sistemi elettrici che hanno provveduto adavviare esperienze di mercati organizzati. La descrizione di queste Borseelettriche, notevolmente differenti da quelle europee, occupa la secondaparte di questo capitolo. Il terzo capitolo affronta l’analisi delle prospettivedei singoli mercati regionali statunitensi. L’analisi è volta ad individuare inparticolar modo quali sono le prospettive di posizionamento nel mercato peri nuovi impianti. Essa pertanto verrà condotta ponendo particolare enfasisulle prospettive di crescita della domanda, sulle modifiche del parcoproduttivo a seguito dei nuovi ingressi pianificati e infine, laddove possibile,sull’analisi degli spark spreads. E’ in alcuni casi possibile analizzare i fattorideterminanti i prezzi dell’energia all’ingrosso, e identificare qualiprevalgano, se relazioni strutturali tra prezzi degli input o degli output ofattori di volatilità contingenti – quali bottlenecks o elementi di stagionalità. Ilcapitolo quarto è dedicato alla descrizione degli operatori presenti sulmercato statunitense, all’identificazione dei modelli di business prevalenti ealle prospettive ed ai rischi caratteristici di ciascun modello. Nel capitolosesto vengono infine analizzati alcuni dei principali attori presenti sulmercato americano. Infine, due appendici descrivono le due crisi chestanno ponendo pesanti interrogativi sul processo di liberalizzazionestatunitense, la crisi elettrica californiana e il fallimento di Enron.


Capitolo 1 – Breve storia dell’industriaelettrica degli Stati Uniti

Il sistema elettrico americano si sviluppa in maniera totalmente differenteda quelli europei. L’elettrificazione del paese, la fase più tumultuosa dellaquale si svolge nei primi trant’anni del secolo scorso, è compiuta per viadecentrata, ossia per iniziative private di soggetti che si occupano di tutte lefasi della filiera, dalla produzione alla trasmissione fino alla distribuzione evendita. Le utilities che nascono vengono sì supportate da finanziamentistatali e hanno monopolio di servizio sull’area che hanno provveduto adelettrificare, ma quello che è importante sottolineare è proprio il fatto chenon vi è una politica centralizzata volta a predefinire le aree di servizio –come invece accade in gran parte in Europa dove la fornituta del servizio siè organizzata sulla base di monopoli regionali o nazionali.

Con lo sviluppo e la successiva integrazione del sistema elettrico, le reti ditrasmissione e di distribuzione via via vengono interconnesse tra loro: learee di servizio che ne conseguono devono essere coordinate, e ancorauna volta ciò avviene tramite iniziative decentrate degli opertaori.L'approvvigionamento elettrico di un'a’ea è gestito dalle utilities stesseattraverso una serie di scambi bilaterali di energia all'i’grosso e ilpagamento di tariffe di trasporto sulla rete di trasmissione di proprietà diun'altra utility. Anche la programmazione, il controllo e il dispacciamento delsistema vengono definiti tramite accordi negoziati tra le parti interessate. Learee di servizio tendono quindi a svilupparsi attraverso logiche assailontane dalla programmazione centralizzata: il loro modello di sviluppo leporta spesso a travalicare ed intrecciarsi con i confini degli Stati Uniti.

Il sistema elettrico statunitense quindi è, ab origine, un sistema basato suldecentramento e sulla contattazione bilaterale e questa impronta fortissimapermane tuttora – tant’è che la maggior parte dell’industria elettricastatunitense funziona ancora in questo modo. Il Governo Federalepraticamente non ha voce in capitolo; gli Statri hanno invece potere diregolamentazione che si estrinseca fondamentalmente nella definizionetariffaria.

Il processo di sviluppo industriale quindi comincia a seguire molto in frettauna logica di consolidamento: nel corso degli anni ’20 e ’30 vengonocostituite una serie di holding che, attraverso complessi sistemi dipartecipazioni incrociate, finiscono con ridurre il numero degli operatori delsettore e, cosa ben più grave, eludono la regolamentazione statale,essendo soggetti che possiedono società operative in tutto il Paese.All’inizio degli anni ’30 tre holding generano più della metà dell’elettricitàprodotta nel Paese, un altro centinaio producono il resto dell’energia. Con lacrisi economica degli anni ’30 e il fallimento di due grosse società elettriche,che mettono a rischio l’approvvigionamento elettrico di alcune importantiaree del paese, i problemi creati dall’elusione di fatto del controllo stataleemergono in tutta la loro chiarezza. Le holding applicano politiche didumping tariffario, manipolano i sussidi statali, usano pratiche contabilipoco chiare e gestiscono il servizio in maniera non completamenteaffidabile. La riforma del servizio elettrico è affidata ad un Atto Federale del1935, il Public Utility Holding Company Act (PUHCA).


Tab. 1 - I PRINCIPALI PROVVEDIMENTI RELATIVI AL SETTORE ELETTRICO STATUNITENSE

Atto e anno Ente emittente Contenuto del provvedimento

PUHCA – 1935 Governo Federale Le holding vengono poste sotto il controllo della SEC– Il servizio viene delimitato in aree geograficamentedefinite

Costituzione del NorthAmerican ElectricityReliability Council (NERC)– 1965

Federal Power Commission(FPC)

Riorganizzazione del sistema di trasmissionestatunitense in 10 macro aree

National Energy Act – 1978 Governo Federale Incentivazione della produzione elettrica da parte disoggetti esterni alle utilities

PURPA – 1978 FERC Incentivazione dei progetti da fonti rinnovabili ecogenerazione – Nascono gli IPPs

Energy Policy Act (EPACT)– 1992

Governo Federale Esenzione dei soggetti diversi dalle utilities dalPUHCA – Apre l’accesso alle reti a tariffe regolate edefinite dalla FERC

Order 888 – 889 (1996) Federal Electricy RegulatoryCommission (FERC)

Definiscono i criteri e le tariffe per l’accesso alla retedi trasmissione (Third Part Access) – Incentivano allacostituzione di sistemi elettrici coordinati subregionali(ISO e RTO) – Incentivano la nascita di mercatielettrici all’ingrosso – Definiscono le linee guida per ilrecupero degli stranded costs – Liberalizzano lavendita ai clienti finali

Fonte: IntesaBCI

Il PUHCA, tuttora vigente, si inscrive nella generale legislazione antitrustapplicata nel corso degli anni ’30 negli Stati Uniti. I provvedimenti principalisono due: l’obbligo per tutte le holding di conferire i propri assets in societàseparate, in modo che ogni asset così creato serva un’area geograficapredefinita, che in questo modo può essere ricondotta sotto il controllostatale. Il secondo provvedimento pone le holding sovrastatali sotto ilcontrollo diretto della SEC. L’insieme di queste normative è dirompente,perché di fatto riduce fortemente il ruolo delle holding (attualmente neesistono 15, le principali delle quali sono Entergy Corporation, AmericanElectric Power – AEP, Cinergy e Mirant –ex Southern Electricity), mentre leutilities create attraverso il disinvestimento degli assets tendono sempre piùa diventare autonome. Queste si trasformano in società di distribuzionelocale (rispetto a quelle europee tuttavia maggiormente dotate di assets digenerazione), poste sotto il controllo delle Public Utilities Commission(PUC) statali. La ristrutturazione societaria e proprietaria che consegue dalPUHCA resta sostanzialmente invariata e costituisce la base dell’industriaelettrica statunitense ancora oggi, nonostante i forti cambiamentideterminati dal processo di liberalizzazione.

Infine il PUHCA definisce le competenze dell’altro organo di controllofederale del settore, la Federal Power Commission (FPC), poi divenutaFederal Electricity Regulatory Commission (FERC). Il provvedimento tieneconto del fatto che i sistemi elettrici hanno confini spesso non coincidenticon quelli statali e quindi, per evitare che la vendita di energia interstatalesfugga ai controlli delle PUC, assegna alla FPC il compito principale didefinire la regolamentazione della vendita di energia all’ingrosso che superai confini nazionali – definita nel linguaggio regolatorio statunitense trading.

Dopo il PUHCA il settore elettrico vive una fase di lunga tranquillità: tuttavia,il forte aumento della domanda intercorso a seguito dello sviluppo


industriale post bellico evidenzia i limiti della gestione non coordinata delsistema di trasmissione, determinando una serie di sempre più frequentiblack out finchè nel 1965 il NordEst del paese ne sperimenta uno diparticolare intensità, che determina alcune perdite di vite umane e graviricadute di natura economica nell’area. L’esigenza di un maggiorecoordinamento determina la nascita di un ente preposto al coordinamentodelle reti di trasmissione di alta tensione. Nasce il North America ElectricityReliability Council (NERC), il cui compito principale è la definizione dellelinee guida e operative relative al problema dell’affidabilità del servizio,mentre la programmazione e il dispacciamento degli impianti sulle lineeviene lasciato agli accordi negoziati tra le imprese. La rete di trasmissionein alta e altissima tensione è suddivisa in dieci macro aree, seguendofondamentalmente le linee di interconnessione esistenti. Le areecomprendono anche buona parte del sistema elettrico canadese e porzionidi quello messicano (vedi figura 4). La definizione delle aree NERC èfondamentale in quanto formalizza la segmentazione del mercato elettricostatunitense nei dieci mercati regionali tuttora esistenti. Inoltre, cristallizza inun certo qual modo la struttura di controlli tuttora vigente. A seguitodell’istituzione di NERC, infatti, la regolamentazione del settore elettricostatunitense è assegnata a tre diversi tipi di enti:

1. La FPC, poi divenuta FERC (Federal Electricity RegulatoryCommission), che si occupa di fornire le linee di indirizzo al settore eregolamenta lo scambio e la vendita di energia che supera i confinistatali, definendone tariffe e criteri. La FERC si occupa quindi diindirizzare la politica regolatoria generale per tutto il Paese.

2. Il NERC, che si occupa della gestiore e del dispacciamento delle reti ditrasmissione sovrastatali.

3. Le PUCs (Public Utilities Commissions) che regolamentano leconcessioni per la costruzione degli impianti, la distribuzione, e letariffe finali all’interno di ogni singolo Stato.

Il successivo scossone al sistema elettrico statunitense è ancora una voltadeterminato da fattori di crisi dell’industria, in questo caso lo shockpetrolifero degli anni ’70. La revisione della politica energetica nazionalestatunitense ha avuto come effetti nei confronti del settore elettrico dueprovvedimenti emessi nel 1978: il National Energy Act e il Public UtilityRegulatory Policy Act (PURPA), che aprono la strada ad operatori differentidalle Public Utilities – i cosiddetti Independent Power Producers (IPPs) - edè di conseguenza il primo passo verso la deregolamentazione del settore. IlPURPA, che è il provvedimento operativo, richiede alle utilities di allacciarealla rete e di ritirare la capacità e l’energia prodotta da una classe dioperatori definiti come Qualifying Facilities (QFs), a tariffe predefinite eincentivanti i cui costi vengono poi recuperati in tariffa. I criteri per ladeterminazione dei QFs sono definiti nel PURPA stesso, mafondamentalmente si tratta di impianti di cogenerazione e di produzione dafonti rinnovabili. Il PURPA – che è tuttora in vigore – fornisce inoltre unaserie di provvedimenti volti a facilitare l’ingresso nel mercato elettrico dinuovi operatori. Infatti garantisce l’esenzione per i QFs dal controllo daparte della SEC e da parte delle PUCs; li esenta dal pagamento di alcunetipologie di tasse Statali e semplifica il processo di definizione dei contratti edella vendita di energia – trattandosi di fatto di un PPA tra produttore e utilitysulla base di tariffe (calcolate dalla FERC) e condizioni definite per vialegislativa e uguali per tutti gli operatori – facilitando grandemente l’accessodei nuovi operatori al mercato del credito.

Il PURPA pone quindi la prima pietra per la deregolamentazione delmercato – garantendo a determinati soggetti l’esenzione dalle strette magliedei controlli vigenti e fornendo incentivi per la produzione di energia daparte di soggetti diversi dalle utilities. Il successo dell’iniziativa e la riduzione


delle preoccupazioni relative all’affidabilità del servizio elettrico, nonché ilcambiamento di politica energetica volto a immettere anche nel settoreelettrico i vantaggi della competizione hanno portato negli anni ’90 ad unaserie di provvedimenti che permettono la potenziale deregolamentazione ditutto il settore elettrico statunitense. Il primo di questi provvedimenti èl’Energy Politic Act (EPACT) emanato dal Governo Statunitense nel 1992.Questi istituisce una nuova classe di soggetti, chiamati Exempt WholesaleGenerators (EWGs), esenti sia dai vincoli posti dal PUHCA che dal PURPA.Essi hanno il diritto di ottenere l’utilizzo delle reti di trasmissione a tariffetrasparenti e non discriminatorie definite dalle utilities e scrutinate dallaFERC; le utilities tuttavia non hanno l’obbligo di ritirare la loro energia. GliEWGs sono sostanzialmente i primi impianti merchant – essi vendonol’energia solo all’ingrosso, cioè alle utilities, sopportando quindi il rischio dimercato. Non possono però vendere energia direttamente ai consumatorifinali e, cosa ancora più importante, la qualifica è sottoposta caso per casoall’approvazione della FERC. Questi due vincoli hanno limitato lo sviluppodegli EWG, tuttavia ormai la strada era stata tracciata; gli Order 888 e 889emanati dalla FERC ne rappresentano la continuazione e sono di fatto iprovvedimenti che permettono la piena apertura del mercato elettricostatunitense.

Gli Order 888 e 889 comprendono una serie di regole che, in potenzaalmeno, cambiano totalmente il mercato elettrico statunitense. Essi infatti:

1. definiscono a livello federale – e non più caso per caso come a seguitodell’EPACT – il principio del Third Part Access alla rete di trasmissionee di distribuzione. Le utilities non possono più bloccare l’accesso aisoggetti che ne facciano richiesta, ma, compatibilmente con lasicurezza del sistema, devono concedere il passaggio sulla base ditariffe regolate e definite dalle PUCs.

2. La vendita dell’energia ai clienti finali è liberalizzata. Ciò implica che leutilities perdono il diritto di esclusività del servizio nella loro zona. Modie tempi della liberalizzazione della domanda sono comunque definitidalle PUCs. I soggetti diversi dalle utilities che vogliono vendere energiaai clienti finali non necessariamente devono essere dotati di impianti digenerazione (sono detti infatti Powermarketers). Sono però soggetti adautorizzazione da parte della FERC e le tariffe da loro proposte devonorispettare criteri di trasparenza e non discriminazione.

3. Obbligano alla separazione almeno organizzativa e contabile tra le fasidella filiera. In particolare, gli Order incentivano la costituzione diIndependent System Operators (ISO), soggetti autonomi non proprietaridelle reti di trasmissione subregionali ma che gestiscono,programmano e dispacciano l’area in maniera autonoma e sulla base ditariffe trasparenti – regolate o definite attraverso meccanismi dimercato. Gli ISO nelle intenzioni della FERC dovrebbero superare ilmeccanismo di gestione decentrata e attraverso contratti bilaterali dellarete, che è chiaramente non trasparente e non favorisce lacompetizione.

4. Fornisce incentivi per la creazione di mercati centralizzati per la venditadi energia elettrica all’ingrosso – i cosiddetti Power Exchanges – inmodo da favorire la competizione tra generatori.

5. Definisce le linee guida per il meccanismo di compensazione dei costinon ancora recuperati dalle utilities in caso di liberalizzazione delmercato – ossia gli stranded costs.

Gli Order di fatto liberalizzano potenzialmente tutto il mercato elettricostatunitense e hanno la stessa portata delle Direttive della CommissioneEuropea – con però una profonda differenza. Non solo vige infatti il principiogenerale della sussidiarietà, per cui l’applicazione concreta delle linee guidedefinite dagli Order è demandata alle singole PUC, ma l’applicazione non è


obbligatoria. In altri termini, i singoli Stati sono liberi di deregolamentare illoro settore: qualora lo facciano, devono attenersi a quanto definito negliOrder 888 e 889. Ciò comporta che il processo di deregolamentazione ènegli Stati Uniti tutt’altro che omogeneo. Si può anzi affermare contranquillità che gli Stati che hanno già deregolato il settore siano unaminoranza, anche se il processo è stato avviato e discusso in molti di essi.

Come sottolinea l’Ente governativo americano sull’energia (EIA – EnergyIntelligence Agency), la deregolamentazione è stata del resto avviataprincipalmente in quegli Stati dove il prezzo dell’energia è più elevato,eccezion fatta per il Texas.

La crisi californiana – dove la liberalizzazione è stata di fatto congelata acausa dei picchi di prezzo e del fallimento delle tre utilities locali – non hacerto favorito il completamento del processo, tant’è che alcuni Stati hannosospeso la deregolamentazione che avrebbe dovuto partire nel corso del2001 o del 2002.

Fig. 1 - STATO DEL PROCESSO DI DEREGOLAMENTAZIONE DEL SETTORE ELETTRICO NEGLI STATI UNITI

Nessuna attività

Ristrutturazione attiva

Ristrutturazione rinviata

Ristrutturazione “congelata”

AK

WA

OR

CANV

ID

MT

WY

UT

AZ

CO

NM

TX

OK

KS

NE

SD

NDMN

IA

MO

AR

LA

MS AL

TNKY

INIL

WI MI

OHWV

GA

FL

SC

NC

VA

PA

NY

VT ME

MA

NJDEMD

DC

NH

HI

Fonte: EIA, novembre 2001


Fig. 2 - I PREZZI MEDI DI VENDITA DI ELETTRICITÀ AI CONSUMATORI FINALI NEI SINGOLI STATI

6-6.99 cents/kW h

> 7 cents kW h

0-4.99 cents/kW h

5 - 5.99 cents/kW h

W A4.5

OR4.8

CA8.5

NV6.1

ID4.2

MT5.0

W Y4.4

UT4.8

AZ7.2

CO6.0

NM6.6

TX6.5

OK6.0

KS6.3

NE5.3

SD6.3

ND5.5

MN5.8

IA5.9

MO6.0

AR5.8

LA6.6

MS5.9

AL5.6

TN 5.6

KY 4.1

IN5.1IL

6.6

W I5.7

MI7.1

OH6.5 W V

5.1

GA6.2

FL6.9

SC5.5

NC 6.5

VA6.0

PA6.6

NY11.2

VT10.2

ME.9.9

MA9.5

NJ 9.1

NH11.6

RI 10.2CT 9.5

DE 6.8MD 6.7

DC 7.5AK10.0

HI14.0

Fonte: EIA, novembre 2001


Capitolo 2 - La struttura del mercato

2.1 - Domanda e offerta a livello federaleUno sguardo di insieme sulla struttura della domanda e dell’offerta dienergia elettrica statunitense, senza per ora addentrarci nell’analisi deisingoli sistemi, mostra che la struttura del parco di generazionestatunitense è fortemente basata sulla produzione termica. Dei circa 845TW di capacità totale installata di targa (793 TW se si considera ladisponibilità reale estiva), oltre 345 TW impiegano come combustibile ilcarbone, il 41% della capacità complessiva, che quindi copre buona partedella domanda di base del sistema. Un’altra parte consistente delladomanda viene coperta dalla produzione nucleare (103 TW di capacitàinstallata, pari al 12% del totale). Date le caratteristiche di produzione diqueste tecnologie, possiamo ritenere che il parco elettrico statunitense è inbuona parte caratterizzato da tecnologie poco flessibili, che perògarantiscono un costo medio di produzione basso.

L’altra fetta consistente della domanda viene coperta da impianti termici agas (178 TW il 21% del totale), o a petrolio (58 TW, il 7% del totale) ancheutilizzando tecnologie miste dual fuel (5% del totale). Ciò implica che gliimpianti termici a gas naturale, ancora pochi dei quali impiegano letecnologie CCGT ad alto rendimento, finiscono per essere spesso impiegaticome impianti che vanno a coprire non solo la domanda mid-merit, maanche la domanda di punta. Ciò implica che vi sia in molte aree del paese,principalmente nei mercati liberalizzati dove quindi gli operatori competonoe il prezzo è fissato in maniera concorrenziale, una stretta correlazione tral’andamento dei prezzi sul mercato del gas1 e i prezzi all’ingrossodell’energia elettrica. Minore è infine l’apporto della produzione idroelettrica(10% del totale) e da fonti rinnovabili (poco più dell’1%)

Fig. 3 – CAPACITA’ INSTALLATA PER FONTE, 2001 (%)

41%

7%21%

2%

9%

12%1% 5% 2%

Coal PetroleumGas Water (Pumped Storage Hydroelectric)Water (Conventional Hydroelectric) NuclearWaste Heat MultiFuelOther Renewable3/

Fonte: NERC

1 Il mercato del gas statunitense è liberalizzato dalla metà degli anni ’80. A livello nazionale,

viene scambiato e quotato come qualsiasi altra commodity. Il prezzo del gas all’ingrosso,prima dei costi di trasporto, è definito dal Nymex, che rileva i prezzi al punto di consegnadenominato Henry Hub, in Lousiana.


Per quanto riguarda la domanda, nel 2001 il consumo complessivo è statodi 3,547 TWh. I principali consumatori sono il Texas, la California, la Floridae l’Illinois. Come verrà esplicitato nell’analisi della rete di trasmissionetuttavia, vedremo che non ha particolare senso ragionare sui sistemielettrici dei singoli stati, quanto in base alle aggregazione regionali delNERC.

Fig. 4 – DOMANDA PER STATO E TOTALE, 2000 (TWh)

-

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

Alab

ama

Ariz

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Cal

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Mex

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Nor

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Ore

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Rho

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land

Sout

h D

akot

aTe

xas

Verm

ont

Was

hing

ton

Wis

cons

in

Fonte: EIA

Per quanto riguarda le prospettive del settore, vi sono diversi elementi chestanno spingendo verso un massiccio rinnovo del parco produttivo:

1. la crescita costante dei consumi, prevista ad un tasso medio annuo del2% a livello nazionale.

2. Una specie di paralisi degli investimenti nella capacità produttivaintercorso durante gli anni ’80 e la metà degli anni ‘90, che ha spinto aduna riduzione dei margini di riserva del sistema (scesi dal 20% medio al16%). Il sistema si è trovato infatti in ampio eccesso di capacità, inquegli anni, inoltre vi erano scarsi incentivi per effettuare investimentiche rendessero maggiormente efficiente il parco produttivo, chepertanto è rimasto fermo per un certo lasso di tempo.

3. L’effetto della liberalizzazione, che invece facilita l’ingresso di nuovicompetitors che vogliono sfruttare le tecnologie più efficienti per entrarein base – spiazzando gi impianti termoelettrici tradizionali - o sfruttare ipicchi di prezzo.

Secondo le stime EIA, gli investimenti pianificati in nuovi impianti daglioperatori del mercato prevederebbero l’ingresso in produzione di 190 TW,l’86% dei quali a gas naturale (CCGT o steam turbines). Si tratta di unacifra considerevole che, anche considerando un certo tasso di ritiro divecchi impianti, è sicuramente molto elevata, probabilmente eccedente lenecessità del sistema elettrico. Alla luce di questi dati, la proposta diriprendere la produzione nucleare, annunciata dal nuovo piano energetico

Consumo complessivo3,547 TWh


nazionale del Presidente Bush dell’estate 2001, sembra essere noncoerente con le necessità del sistema, o quantomeno rispetto agli indirizzigià presi dagli operatori, a meno che non si pensi ad una sostituzione dellanuova capacità a gas con impianti termonucleari2.

Fig. 5 – NUOVI IMPIANTI PIANIFICATI, PER REGIONI NERC E TOTALE, (MW)

24,03021,775

8,293 8,223

19,992

2,850

13,760

59,654

8,784

17,316

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

ECA

R

ERC

OT

FRC

C

MA

AC

MA

IN

MA

PP

NPC

C

SER

C

SPP

WSC

C

Fonte: EIA

2.2 - L’organizzazione della Rete di trasmissione – NERC e ISOLa rete di trasmissione statunitense non è completamente interconnessa.Innanzitutto, essa è divisa in tre Reti, la Western Interconnection, la EasternInterconnection, e la Texas Interconnection, che coincide sostanzialmentecon il territorio dello Stato omonimo. Queste tre macro aree non sonointerconnesse, in altre parole non vi sono flussi fisici di elettricità tra loro.Esse però comprendono porzioni della rete elettrica canadese e parte diquella messicana, mentre, anche se non sono collegate tra loro, sonocomunicanti la Eastern Interconnection e la rete del Quebec.

2 Ciò implicherebbe la messa in atto di un programma di sussidi statali, non essendo in

grado gli operatori privati di ripagare con i soli ricavi derivanti dai prezzi di mercato diinvestimenti – ivi considerando le esternalità causate dal trattamento delle scorieradiottive.


Fig. 6 - LE TRE RETI DI INTERCONNESSIONE STATUNITENSI

Fonte: EIA

La Eastern Interconnection è poi ulteriormente suddivisa in otto macro areesovranazionali, che insieme alle altre due reti costituiscono le areecontrollate da NERC. I flussi fisici tra le otto aree sono limitati, in manierasimile a quanto accade in Europa relativamente alle connessioni tra le retidi trasmissione dei diversi Stati.

Fig. 7 - LE REGIONI NERC

Fonte: NERC


Come si può notare dalla figura 4, le regioni NERC non coincidono con iconfini statali, rendendo necessario il complesso sistema di controlli e diregolamentazione descritto nel primo capitolo. Le regioni della NERCtuttavia non possono essere propriamente considerate come i dieci mercatiregionali in cui suddividere gli Stati Uniti. Bisogna infatti tenere presenti dueaspetti:

1. all’interno delle regioni NERC vi sono degli importanti colli di bottiglia –ad esempio tra la subarea californiana e le subaree confinanti – chesegmentano ulteriormente il mercato. Secondo alcuni esperti della retedi trasmissione americana, si potrebbero configurare 26 aree più omeno relativamente indipendenti l’una dall’altra;

2. all’interno di alcune aree le utilities proprietarie della rete di trasmissionein alta tensione si sono associate in ISO, seguendo le indicazioni degliOrder 888 e 889 della FERC. Si tratta del NeISO, che copreapprossimativamente la regione del New England, del NY ISO, checomprende lo Stato di New York, il PJM (Pennsylvania, New Jersey,Maryland), il CAISO (California), l’ERCOT texano, e il Midwest ISO –che non ha ancora però ricevuto l’approvazione ad operare da partedella FERC. Questi gestori di rete indipendenti finiscono con ilconfigurare dei mercati indipendenti, in quanto programmazione edispacciamento degli impianti all’interno delle loro aree di controllo sonoindipendenti dal resto del territorio dell’area NERC in cui sono situati.


Tab. 2 - LE AREE DI CONTROLLO NERC

Nome delle aree Stati e ISO

NPCC (Northeast Power CoordingatingCouncil)

Connecticut, Maine, Massachusetts, New Hampshire, New York, RhodeIsland e Vermont, e parti del Canada Orientale. La parte Statunitense hadue Power Pools NEPP (New England Power Pool - NEPOOL) e NYPP(New York Power Pool o NYPP). NEPP e NYPP sono gestitirispettivamente dal New England ISO e dal NY ISO.

MAAC (Mid-Atlantic Area Council) Delaware, Washington, D.C., New Jersey, e parti del Maryland,Pennsylvania, e della Virginia. Il PJM ISO gestisce la rete ditrasmissione all’interno del MAAC. PJM ISO copre a sua volta tutta laPennsylvania, il New Jersey, e il Maryland, e parti del Delaware, dellaVirginia, e di Washington DC.

SERC (Southeast Reliability Council) Alabama, Georgia, North Carolina, South Carolina, Tennessee, a partidel Kentucky, Mississippi, e Virginia e una parte minima della Florida.

FRCC (Florida Reliability CoordinatingCouncil)

Florida

SPP (Southwest Power Pool) Arkansas, Louisiana, Kansas, e Oklahoma, e parti del Mississippi,Missouri, New Mexico, e del Texas.

ECAR (East Central Area Reliability) Indiana, Ohio, West Virginia, e parti del Kentucky, Maryland, Michigan,Pennsylvania, e Virginia.

MAIN (Mid-America InterconnectedNetwork)

Illinois, e parti dello Iowa, Michigan, Missouri, e Wisconsin.

MAPP (Midcontinent Area Power Pool) Minnesota, North Dakota e parti dello Iowa, Montana, Nebraska, SouthDakota, Wisconsin, Wyoming, e del Canada Centrale

WSCC (Western Systems CoordinatingCouncil)

Arizona, California, Colorado, Idaho, Nevada, Oregon, Utah,Washington, e parti del Montana, Nebraska, New Mexico, South Dakota,e Wyoming. WSCC copre anche parte del Canada Occidentale. La retedi trasmissione californiana è gestita dal CAISO.

ERCOT (Electricity Reliability Council ofTexas)

Texas. La rete di trasmissione è gestita dal Texas Independent SystemOperator, che ha iniziato a operare dal 1997, non sotto la giurisdizionedella FERC ma della Texas PUC.

Note: laddove non vi sia presenza di ISO si intende che la gestione della rete, la programmazione e ildispacciamento delle risorse sono gestiti per via negoziata tra le utiilities che la possiedonoFonte: IntesaBCI

La struttura della rete di trasmissione statunitense consente quindi dianalizzare i mercati suddividendoli nelle regioni NERC, avendo però cura ditrattare come mercati separati gli ISO.

Va aggiunto che nel dicembre 2000 la FERC ha approvato un ordine (Order2000), volto ad incentivare la creazione di aree di servizio molto più grandidegli attuali ISO. Tali aree, definite come Regional Transmission Operators(RTOs), dovrebbero permettere una gestione di aree integrate di maggioridimensioni e di maggiore efficienza rispetto agli ISO, avendone tuttavia lecompetenze. Gli ISO infatti non hanno avuto un grande successo, sonostati oggetto di critiche a causa di problemi di affidabilità nella gestione dellereti elettriche e della loro permeabilità agli attacchi speculativi. Alcuni diquesti problemi sono stati identificati nello sfruttamento delle differenzestrutturali e regolatorie tra mercati confinanti. Gli RTOs dovrebbero esseresufficientemente grandi da garantire l’integrazione tra Reti e un recuperodelle economie di scala che invece il regime di accordi negoziati e degliISO, laddove esistono, evidentemente non sono riusciti ancora ad ottenere.


2.3 - I mercati organizzati: NEPool, NYPP, PJMGli ISO sono estremamente interessanti perché la loro operatività hacoinciso con l’avvio dei primi mercati centralizzati per lo scambio di energiae con una modalità di definizione delle tariffe di trasporto decisamenteinnovativa3, molto lontana da quella europea eccezion fatta per il NordPool.

Benchè differenti sotto diversi aspetti, gli ISO hanno degli aspetti a tutticomuni:

1. Sono associazioni volontarie di utilities proprietarie di reti ditrasmissione. Nel caso del Ne ISO, vi è un predecessore dato dal NewEngland Power Pool, un’associazione che dal 1927 gestisce l’area diservizio del New England. Sotto alcuni aspetti quindi essi proseguono latradizione degli accordi negoziati volontari tipica del settore elettricostatunitense.

2. Loro competenza primaria è la gestione della programmazione e deldispacciamento delle risorse, nonché dell’equilibrio della domanda-offerta in tempo reale, come qualsiasi gestore di rete: tuttavia hannoanche compiti aggiuntivi.

3. Gestiscono in maniera trasparente e non discriminatoria il TPA,attraverso la definizione delle tariffe di accesso alla rete, tariffe chepossono anche essere basate su meccanismi di mercato.

4. Tutti gestiscono le procedure di vendita dell’energia elettricaall’ingrosso. Tranne l’ERCOT, hanno costituito mercati centralizzatidella generazione (non obbligatori), al fine di fornire agli operatoriindicazioni trasparenti sul prezzo dell’energia all’ingrosso. I mercati inquestione sono il New England Pool (NePool), il New York Power Pool(NYPP), il PJM (Pennsylvania, New Jersey Maryland), il CaliforniaPower Exchange (CalPX), che però ha chiuso le operazioni nel gennaio2001 per bancarotta.

5. Gestione delle congestioni - anche con strumenti di mercato.

6. Gestione della riserva, dei servizi ancillari e delle congestioni - ancheattraverso strumenti di mercato.

3 Basata sugli studi di inizio anni ’90 di Bohn, Carahmanis e Schweppe, Stoft di Hogan.


Fig. 8 - GLI ISO

Fonte: EIA

Analizziamo di seguito i tre mercati centralizzati del Nord Est. L’ERCOTinfatti non prevede al momento un mercato per l’energia all’ingrosso –sebbene abbia avviato un processo di deregulation del mercato cheanalizzeremo nella parte dedicata ai singoli mercati NERC, in quanto le duearee coincidono, mentre l’ISO californiano è al centro della peggiore crisidel settore negli Stati Uniti dal grande black-out del 1965, le cui causepossono essere in gran parte attribuibili a errori nella definizione delleregole del mercato e di regolamentazione delle Public Utilities. Un’analisiapprofondita di questo mercato pertanto è rinviata all’Appendice 1.

2.3.1 - Il New York ISO –Il funzionamento del NYPPil NY ISO ha iniziato la sua operatività nel gennaio 1999. L’area di controllogestita comprende sostanzialmente il territorio dello Stato di New York,compresa l’area di New York City, all’interno della regione del NPCC, concirca 36,000 MW di potenza installata al 2001.

La caratteristica principale del NYPP è quella di amministrare praticamentetutti gli aspetti di sua competenza tramite meccanismi di mercato. Il NYPPinfatti ha istituito una serie di mercati non obbligatori per:

� L’approvvigionamento dell’energia all’ingrosso (Day Ahead Market -DAM) sulla base di prezzi zonali (15 bus).

� L’approvvigionamento dei servizi ancillari, tramite aste per la riserva e iservizi di regolazione.

� Il bilanciamento in tempo reale (BME - Balancing Market Evaluation eRTM - Real Time Market).

� Le tariffe di trasporto (TUC - Transmission Usage Charge), che sonocalcolate sulla base dei prezzi zonali.

� Un mercato di prodotti derivati a copertura dei rischi di congestione(TCC - Transmission Congestion Contracts).

� Un mercato della capacità a lungo termine (Installed Capacity Market -ICAP).


Fig. 9 - L’AREA DI CONTROLLO DEL NY ISO

Fonte: NY ISO

Prima dell’analisi puntuale di tutti questi aspetti, va sottolineato che il NYPPgarantisce ai generatori che partecipano ai mercati sia un prezzo acopertura dei costi fissi di produzione, sia un prezzo a copertura dei costivariabili. Mentre i secondi sono coperti dai classici mercati per l’energiaforward come è il day Ahead Market, la componente a copertura dei costifissi è ottenuta attraverso l’obbligo imposto a tutti coloro che forniscono ilservizio di generazione (Load Serving Entities – LSE) di garantire unadisponibilità di capacità minima, definita su basi annuali e per singola LSEdal NYPP. La capacità, qualora non sia sufficiente quella a disposizionedella singola LSE, può essere reperita sul mercato, tramite gli operatori chene hanno in eccesso, o attraverso contratti bilaterali, o attraverso le astegestite nell’ICAP. Anche la capacità di breve periodo è ottenuta e prezzataattraverso meccanismi di mercato, ossia tramite le aste perl’approvvigionamento della riserva.

Il mercato del giorno prima è organizzato in mercati zonali. Il NYPPdefinisce quindici zone (bus), riferendosi alle quali sia i generatori che glioperatori lato domanda possono presentare offerte sul mercato. Lapartecipazione al mercato non è obbligatoria, ma i contratti bilateralivengono immessi nella programmazione e contribuiscono alla definizionedel merit order (e non solo del dispacciamento, come ovunque quando visono mercati non obbligatori). I prezzi sono calcolati tramite merit orderorari zonali e i prezzi che ne scaturiscono (Locational Marginal BasedPrices, LMBPs) possono essere differenti. Sia chi immette che chi prelevain rete riceve (o paga) l’LMBP orario riferito alla zona in cui ha postol’offerta. Gli LMBP contengono separata indicazione dei costi dicongestione e delle perdite di trasporto – le quali sono pertanto definitetramite meccanismi competitivi e non amministrati. Anche le tariffe ditrasporto sono definite attraverso meccanismi di mercato, essendo pari alladifferenza tra i prezzi emersi nei singoli bus. Esse sono chiamate TUC(Transmission Usage Charges) e cambiano quindi su base oraria.


Il meccanismo di programmazione è quindi definito esclusivamente apartire dalle offerte dei partecipanti sul mercato: esso è chiamato SecurityConstrained Unit Commitment (SCUC), ed opera nel seguente modo.

Nel Day Ahead Market, che si svolge ventiquattro ore prima deldispacciamento in tempo reale vero e proprio, vengono inserite le offertedei partecipanti al mercato, i contratti bilaterali e le offerte di esportareenergia verso il NY ISO.

I bid veri e propri, per singola unità e su base oraria, sono composti daquattro parti (multi-part bids)4:

� una componente di prezzo a copertura dei costi di start-updell’impianto;

� una componente – facoltativa – detta minimum load requirement bis –che definisce la quantità minima che l’offerente intende produrre e ilprezzo a cui è disposto a offrirla;

� un bid incrementale prezzo/quantità, suddivisibile in dieci blocchistrettamente crescenti;

� un’offerta per la disponibilità a offrire i servizi di riserva (distinti in riservarotante a 10 minuti, riserva non rotante a 10 minuti, riserva a 30 minutie servizio di regolazione di tensione), ovviamente a seconda del tipo diservizio che l’unità è in grado di offrire.

I possessori di contratti bilaterali, che quindi non fanno offerte di prezzo masegnalano esclusivamente al NY ISO la quantità di energia che intendonoimmettere o prelevare sulla rete, devono richiedere il servizio di trasporto esostenerne il costo. Essi possono chiedere due tipi di servizio, firm e nonfirm. Nel primo caso i possessori di contratti bilaterali si dichiaranodisponibili a sostenere i costi di congestione e non vengono interrotti(curtailed) in caso di congestioni della rete. Qualora invece richiedano ilservizio non-firm, non sostengono i costi di congestione ma vengonocurtailed per primi in caso di congestione – sopportando il rischio volume.Infine, gli esportatori verso il NY ISO possono presentare unicamenteofferte incrementali prezzo/quantità.

Alla chiusura del mercato, domanda e offerta vengono incrociate in mododa determinare il valore di equilibrio per ogni zona e il primo stadio di unitcommitment degli impianti. Vengono conseguentemente calcolati i LMBP, equindi anche le tariffe di trasmissione e il valore delle congestioni e delleperdite. Ogni utilizzatore del servizio riceve o paga l’LMBP relativo al nododi immissione o di prelievo richiesto e paga al NY ISO il TUC così calcolato.

Al termine del primo stadio dello SCUC viene definita anche laprogrammazione dei servizi di riserva e di regolazione secondaria. Ilmercato della riserva è in realtà costituito da un’asta, in cui il NY ISOdefinisce (e dichiara ex-ante) il fabbisogno di ogni tipologia di riserva che gliè necessaria. Esso quindi ordina le offerte avanzate dai singoli operatori,utilizzando la componente di disponibilità presentata nel corso del DAM.Ogni operatore riceve un prezzo pari alla più bassa offerta utilizzata5, cosìcome definito dopo il dispacciamento in tempo reale. E’ da sottolineare unaspetto estremamente importante relativamente al mercato della riserva delNY ISO, cioè la presenza di un make – whole payment. Il mercato dellariserva così concepito impedisce prezzi eccessivi per i sistemi ancillari, 4 Va da sé che tutti i dati tecnici degli impianti – tempi di start up e di ramping, minimum

load requirements, manutenzioni programmate etc – sono obbligatoriamente forniti exante e su base annua da tutti gi operatori accreditati a fornire energia nel NY ISO al NYISO stesso.

5 Su tutta l’area di controllo del NY ISO, non per le singole zone. In questo caso quindi nonviene applicato il criterio dei prezzi zonali.


tuttavia potrebbe disincentivare gli operatori alla partecipazione, in quantoc’è il rischio che il prezzo che ricevono sia inferiore ai costi che sostengono.Per evitare che si crei scarsità di una risorsa necessaria all’affidabilità delsistema elettrico, il NY ISO prevede un uplift: qualora il prezzo ricevuto dalmercato della riserva sia inferiore ai costi che l’unità deve sostenere per ilservizio (ovviamente dichiarati ex-ante su base annuale e certificati dal NYISO), viene effettuato un versamento aggiuntivo. Il costo per il servizio diriserva è sostenuto da tutti gli operatori.

Il Balancing Market Evaluation (BME) corrisponde alla seconda fase delloSCUC: permette la regolazione della programmazione forward delle risorsedefinita sul DAM e agli operatori permette di regolare le proprie posizioni.L’aggiustamento tuttavia è esclusivamente un aggiustamento di quantità,non di prezzo. Le offerte presentate sul BME vengono impiegate dal NYISO per definire i diritti di passaggio (anche per le importazioni) e perquanto riguarda le offerte di counterflow, ma non vengono ricalcolati gliLMBP, né il costo del bilanciamento è basato su tali prezzi – si tratta di unacomponente tariffaria flat definita su base annua dal NY ISO. Il motivo di unmercato di aggiustamento così “parziale” è dovuto alla volontà di evitarerischi di comportamenti speculativi da parte degli operatori – comeavvenuto in California. Non essendo prezzata l’energia ceduta sul BME, glioperatori non hanno incentivi a ridurre fittiziamente l’energia sul DAM peralzare i propri ricavi cedendo l’energia sul più caro mercato del tempo reale,anche se la presenza di un prezzo amministrato ne riduce il valoresegnaletico. Al termine del BME viene concluso il secondo stadio delloSCUC, e definito il programma definitivo, modificabile poi unicamente dalNY ISO durante il dispacciamento.

Restano da commentare i mercati dei TCCs e l’ICAP. I TransmissionCongestion Constracts sono dei puri contratti finanziari, volti a coprire ilrischio di volatilità del prezzo delle congestioni. Poiché queste infatti sonocomponenti definite nel corso del DAM, il rischio di eventi imprevisti chedetermini una forte volatilità di tali prezzi è (almeno teoricamente) moltoalto. I TCC sono contratti a lungo termine che fissano il prezzo dellecongestioni: sono assegnati alle parti sulla base della capacità immessa oprelevate per singolo bus e possono essere liberamente scambiati tra leparti. Il mercato organizzato dal NY ISO ha solo la funzione di renderemaggiormente liquido tale scambio, favorire l’incontro domanda/offerta efornire un segnale di prezzo al mercato.

L’ICAP market ha in sostanza la stessa funzione, anche se relativamentead un altro prodotto. Dato l’obbligo di approvvigionamento a carico delleLSE, è presumibile che questi negozino per via bilaterale il propriofabbisogno. Le aste ICAP sono tenute una volta al mese, per la disponibilitàdi capacità su base annuale o mensile sulle varie posizioni. La disponibilitàdi prodotti garantisce in teoria maggiore flessibilità agli operatori, rispettoall’obbligo di predeterminare su base esclusivamente annuale tuttol’impegno di capacità.

2.3.2 - Il PJMIl PJM è stato il primo ISO statunitense a diventare operativo, nel gennaio1998. E’ anche il maggiore per capacità installata, con oltre 56,000 MW dicapacità, e coincide praticamente con l’area di controllo del MAAC – ne èescluso solo il territorio di Washington D.C. e la porzione della Virginia cherientra nella regione della NERC.


Fig. 10 - L’AREA DI CONTROLLO DEL PJM

Fonte: PJM

Il PJM ha molti aspetti comuni con il NYPP, con il quale tra l’altro confina:gestisce infatti all’incirca i medesimi mercati e offre prodotti simili. Infatti, sioccupa de:

� l’approvvigionamento dell’energia all’ingrosso (Day Ahead Market -DAM), non obbligatorio sulla base però di prezzi nodali, aggregati invarie forme;

� l’approvvigionamento dei servizi ancillari, tramite aste per i servizi diregolazione, mentre invece la riserva terziaria (riserva rotante a 10minuti, quick start reserve sempre a 10 minuti, riserva a 30 minuti) èbasata su un sistema di programmazione e di prezzi “quasiamministrati”;

� il bilanciamento in tempo reale (RTM - Real Time Market), concaratteristiche identiche al BME del NYPP;

� le tariffe di trasporto, che sono calcolate sulla base delle differenze trai prezzi nodali;

� un mercato di prodotti derivati a copertura dei rischi di congestione(FTR – Fixed Transmission Rights);

� un mercato della capacità a lungo termine (Installed Capacity Market -ICAP).

E’ opportuno quindi in questa sede occuparsi di quegli aspetti che rendonoil PJM differente rispetto al suo vicino. Tuttavia, è da sottolineare checondivide con il NYPP la medesima importante caratteristica di garantire undoppio pagamento, a copertura dei costi di capacità tramite mercato dellacapacità e make-whole payment della riserva, mentre la copertura dei costivariabili è garantita dal prezzo ottenuto nel DAM.


La prima e più importante differenza tra i due mercati è la definizione deidelivery points nei quali sono definiti e calcolati i prezzi. Il PJM è stato ilprimo mercato al mondo che impiega il criterio dei prezzi nodali, chiamatiLocational Marginal Prices (LMPs), prevedendo tuttavia forme diaggregazione in modo da facilitare il trading di energia all’ingrosso. In altritermini, gli operatori sono liberi di presentare offerte per singolo nodo (bus oretail hub: sono 356), per zones (sono otto, e coincidono con le aree didistribuzione delle Publica Utilities), per Hub (sono tre macro aggregazionidi nodi). I prezzi delle zones e degli Hub sono calcolati come medie deiprezzi dei singoli LMP pesate sulla domanda. Esistono inoltre altri cinqueHub, corrispondenti ai punti di interconnessione con le aree circostanti ilPJM. E’ da sottolineare che, mentre come nel NYPP il calcolo delle tariffe ditrasporto e delle congestioni è identico a quello definito nel NYPP(differenza tra i prezzi per singolo nodo), il calcolo delle perdite è definitoper via amministrativa, sulla base di un indice calcolato a priori (pari al 2%dell’energia trasportata sulla rete di alta tensione).

La programmazione e il dispacciamento sono estremamente simili a quellodel NYPP, cioè basati sullo stesso meccanismo a due fasi (SCUC). Ladifferenza fondamentale è data dal fatto che non tutte le tipologie di contrattibilaterali entrano nella definizione del merit order e del programma. Infatti,mentre i contratti bilaterali per transazioni di energia dall’esterno sonoinseriti nel programma, e quindi contribuiscono a definire gli LMPs, quelliinterni vengono inseriti nel dispacciamento, ma non entrano nello SCUC equindi non definiscono i prezzi. Come invece nel NYPP, il mercato in temporeale non serve a definire dei prezzi, ma è utilizzato unicamente peraggiornare lo scheduling e le posizioni fisiche dei singoli operatori: i bidsono impiegati al fine di calcolare il costo complessivo di dispacciamento daripartire verso tutti i consumatori.

Sono invece abbastanza considerevoli le differenze relativamente allemodalità di presentazione delle offerte. La funzione di offerta è definitacome una three-step bid, composta da una componente di start-up cost dipuro prezzo, una componente di no-load (ossia la quantità minima dicapacità che il soggetto è disposto ad offrire sul mercato), e unacomponente prezzo-quantità, suddivisibile in dieci blocchi. Alle offerte èimposto un cap pari a 1,000 $/MW.6 Gli operatori hanno poi la possibilità dipresentare offerte la cui forma è predefinita, all’interno di un ventaglio diprodotti specifici per tipologia di bidder:

1. tutti gli operatori possono compiere offerte “virtuali”, dette incremental odecremental bid (a seconda che siano poste dai soggetti latogenerazione o da quelli lato domanda). Queste offerte, poste perblocchi, sono slegate dalla presenza sottostante di un impianto diproduzione e sono di fatto una forma di flessibilità a disposizione deitrader che hanno contrattato la loro capacità attraverso accordibilaterali;

2. lato domanda, possono essere poste due tipi di offerte: Fixed – PriceDemand bids e Price Sensitive Demand bids: sostanzialmente, le primedanno indicazioni precise su quantità e domanda, attraverso unafunzione decrementale per blocchi, mentre le seconde sono offerte perenergia interrompibile. L’offerente indica la quantità e il prezzo al qualeè disponibile a vedere ridotto il proprio carico;

3. notevole è la varietà di prodotti a disposizione degli esportatori dienergia verso il PJM. Essi hanno a disposizione quattro tipi di offerte:

6 Un altro cap è imposto a quei generatori che per effetto di congestioni sulla rete si trovano

ad avere potere di mercato in una determinata area. In questo caso, le loro offerte sonodelimitate al +10% rispetto ai costi di produzione.


� With Price Transaction Bids – offerte in tutto e per tutto simile alleofferte che possono porre i generatori interni al PJM, compresa lapossibilità di indicare start-up e no-load costs;

� “Up to” Congestion Bids; sono offerte con indicazione del prezzomassimo della congestione che il bidder è disposto a sostenere(con un cap di $ 25/MWh);

� No Price bid, o offerte senza indicazione di prezzo, (dette ancheLMP price taker), in cui sostanzialmente il bidder offre a prezzozero in modo da avere priorità di passaggio anche in caso dicongestioni;

� Not willing to pay congestion, in cui, come da chiara indicazionedel nome, il bidder non è disposto a pagare le congestioni che siverificano sul mercato, quindi dichiarando la propria disponibilità ainterrompere per prime le proprie transazioni.

� Tanta attenzione nei confronti delle offerte presentate da soggettiesterni al PJM è giustificata dalla relativamente alta capacità diinterconnessioni con le altre aree di controllo, il che sottopone ilPJM ad un elevato rischio di importare picchi di prezzo nongenerati all’interno del sistema, o in generale a comportamentispeculativi da parte di numerosi operatori su cui PJM ha potere dicontrollo limitato. Nella parte relativa al funzionamento dei mercativedremo che questo è storicamente accaduto proprio al PJM, alNEPool e alla California.

Infine, notevoli sono le differenze relative al funzionamento dei mercati dellariserva – o meglio dell’approvvigionamento dei servizi ancillari, visto che lariserva di fatto è definita sulla base di un meccanismo amministrato (l’unicaasta esplicitamente funzionante come tale è relativa alla fornitura di riservasecondaria). Infatti, il PJM, una volta nota la propria necessità di riservarotante, a dieci minuti e a trenta minuti, ordina gli operatori sulla base dellacomponente a blocchi offerta all’interno della three-part bid. Il costo dellariserva (poi ripartito su tutti gli operatori) è pari alla più bassa offertaaccettata, non distinta per tipologia di riserva offerta, né per nodo. Glioperatori che sono stati chiamati a fornire la riserva hanno diritto ad unpagamento compensativo (o make–whole payment), pari alla differenza trala loro offerta e il prezzo della riserva. In questo modo, è garantito ilrecupero dei costi fissi.

Il PJM presenta quindi diversi aspetti “amministrati”, che hanno l’obiettivo diridurre lo spazio lasciato agli elementi speculativi insiti nel funzionamentodel libero mercato – come del resto il NYPP. Il più importante di questielementi è la mancata previsione del pagamento dell’energia offerta sulReal Time Market, che in questo modo è utilizzato dagli operatori perevitare il rischio volume, ma non dà incentivi all’arbitraggio tra i prezzi suimercati sequenziali – come invece vedremo è accaduto in California. Glioperatori sono però garantiti dal rischio di non vedere recuperati a pieno ipropri costi grazie alla componente di capacità. Altri aspetti importanti sonoperò relativi alla presenza di cap sulle offerte e alle forme di controllo sulleofferte presentate dagli esportatori.

2.3.3. - Il NePoolIl NePool è il mercato più semplice e più piccolo (circa 30,000 MW dipotenza installata) dei tre mercati della costa est. E’ gestito dall’ISO-NE,operativo dal luglio 1997 ed erede di un Pool che gestiva la rete ditrasmissione dell’area fin dal 1927.


Per quanto il Day Ahead Market sia basato anch’esso su un meccanismo diprezzi nodali7, e quindi sia un mercato complesso, non prevede un mercatodel bilanciamento in tempo reale, né un mercato della capacità, né prevedeun mercato centralizzato per lo scambio di contratti derivati a copertura delprezzo delle congestioni. Pertanto, prevede un processo più semplice per loscheduling degli impianti, non essendo previsto l’aggiustamento delleposizioni da parte degli operatori: il programma definito al termine del DAMè quindi quello considerato definitivo dal NE-ISO, che poi provvede adispacciare le risorse sulla base di quanto emerge sui mercati.

Nonostante sia un mercato tecnicamente più semplice dei mercati vicini, hacomunque elementi di originalità:

1. nella programmazione non è previsto l’inserimento dei contrattibilaterali, che quindi sono puramente passanti e non concorrono adeterminare il prezzo sui nodi;

2. la forma delle offerte è identica a quella del PJM, tuttavia sono previsteofferte differenziate ed esplicite per i mercati della riserva (a dieciminuti, rotante e non rotante, a trenta minuti, la regolazione secondariao Automatic Generator Control, talvolta anche la riserva a quattro ore).Queste ultime sono compensate secondo il classico criterio del prezzomarginale più basso e del make-whole payment rispetto alle offertepresentate dagli operatori;

3. non sono ammesse offerte virtuali da parte dei generatori interniall’area di controllo, mentre sono ammesse per quanto riguarda sia illato della domanda, sia per quanto riguarda gli importatori;

4. le tariffe di trasporto sono amministrate: si tratta di tariffe a francobollo,uguali per tutti gli utilizzatori della rete e flat.

Il NePool, come analizzeremo nel capitolo 4, è il mercato organizzato cheha presentato i maggiori picchi di prezzo – anche a causa della mancataprevisione di un compenso a copertura dei costi di capacità. Per questomotivo, ma anche al fine di coordinare meglio la propria struttura con quelladei mercati vicini8 e di creare un RTOs per tutti i sistemi elettrici del NordEst degli Stati Uniti, è in corso un’opera di revisione delle regole delmercato, che dovrebbe passare ad un sistema di programmazione in dueparti sul modello del NYPP e del PJM, e l’avvio di un mercato in temporeale di una contrattazione di titoli a copertura del prezzo delle congestioni.La data di implementazione del progetto è però ancora non nota.

7 I prezzi comprendono come nel NYPP la quota a copertura delle congestioni e delle

perdite.8 Un progetto per l’integrazione dei tre mercati, insieme al mercato elettrico dell’Ontario e

dell’area Nord del MAAC (detta Maritime Markets) è attualmente nella fase di studio difattibilità.


Capitolo 3 - Domanda e offerta – analisi eprospettive dei mercati elettricistatunitensi

I due capitoli precedenti hanno evidenziato che il relativo isolamento dellereti di trasmissione porta ad una separazione regionale del mercato elettricostatunitense; oltre all’impatto sulla regolamentazione, la separazione tramercati implica che il comportamento e la dinamica dei diversi mercatisiano in gran parte indipendenti l’uno dall’altro, anche se ovviamente visono alcune tendenze generali. In questo capitolo, quindi, verrà analizzatala struttura dei diversi mercati in termini delle sue caratteristiche didomanda, soprattutto in senso prospettico, e della struttura dell’offerta.Questa analisi verrà accompagnata, laddove possibile, da un’analisi dellastruttura dei prezzi all’ingrosso dell’energia elettrica.

L’evoluzione della domanda, la struttura del mercato soprattutto in termini dimix di combustibili utilizzati e tecnologie impiegate, nonché la suaevoluzione futura sulla base delle prospettive di ingresso di nuovi operatorisono fondamentali per comprendere il posizionamento di un impianto dinuova generazione all’interno della curva di offerta. Un impianto di nuovagenerazione è infatti caratterizzato da tecnologie ad alto rendimentoelettrico e da una disponibilità molto alta (7,500-7,800 ore all’anno difunzionamento) e da una elevata flessibilità di esercizio, caratteristiche chepermettono all’operatore di un nuovo impianto di questo tipo di utilizzarlo sianella porzione di base della curva di carico, che nella parte di mid-merit epicco.

La struttura dei prezzi è altrettanto importante sotto due punti di vista:

� quali sono i fattori strutturali che guidano il prezzo dell’energia elettrica,in particolare, qual è lo spark spread di riferimento per quel mercatoelettrico9. A causa della massiccia riconversione a gas di gran partedell’industria termoelettrica e del fatto che i nuovi impianti sonopraticamente tutti cicli combinati a gas, lo spark spread fondamentale èquello tra gas naturale e prezzo dell’elettricità. Chiaramente, tanto più lospread si dilata, tanto più i margini per l’impianto e la sua profittabilitàaumentano in funzione dei diversi rendimenti elettrici. Altrettantofondamentale quindi diventa comprendere quali sono i fattori cheguidano il prezzo all’ingrosso del mercato, che non è detto sia funzionedel prezzo del gas naturale10, ma può essere funzione di altricombustibili o basket di combustibili.

� la struttura dei prezzi all’ingrosso, ossia se si tratta di un mercatocaratterizzato da un’alta frequenza di picchi di prezzo oppure se è unmercato dall’andamento relativamente flat dei prezzi. E’ importantecomprendere che la presenza di picchi di prezzo è un dato ineliminabilenell’industria elettrica: tuttavia i picchi possono essere di naturastrutturale, quindi modificabili esclusivamente nel lungo periodo, oppuredovuti a stagionalità o a situazioni contingenti difficilmente ripetibili. Lastruttura dei picchi di prezzo è estremamente importante perché

9 Per spark spread si intende nell’industria elettrica lo spread esistente tra il prezzo

dell’input, cioè il combustibile di riferimento del mercato (cioè il combustibile impiegatodagli impianti di punta, che sono gli impianti marginali che fissano il prezzo di sistema delmercato elettrico), e il prezzo dell’output, ossia il prezzo all’ingrosso dell’energia elettrica –che sostanzialmente dovrebbe coincidere con il costo di produzione.

10 In Italia, ad esempio, il fattore fondamentale che guida il prezzo all’ingrosso dell’energiaelettrica è il prezzo del petrolio nella sua qualità Brent dated


fornisce indicazioni all’investitore relativamente alla gestionedell’impianto. Un CCGT di nuova generazione grazie all’elevatadisponibilità tecnica può operare come impianto di base. Sarebbescorretto, come dimostrato dal mercato, tuttavia affermare che se lastruttura dell’offerta è tale da impedire il posizionamento in base delnuovo impianto allora l’investimento non è perseguibile e profittevole. Viè infatti un’altra modalità di utilizzo efficiente e profittevole di questiimpianti nuovi, permessa dalla loro maggiore flessibilità rispetto atradizionali impianti baseload. I CCGTs – soprattutto le tecnologie 2+1(2 turbine a gas e 1 turbina a vapore) - possono essere operati in mododa sfruttare la presenza dei picchi di prezzo, sfruttando la turbina a gasche ha tempi di startup (cioè di entrata in funzione) molto rapidi(nell’ordine dei 30 minuti). Se quindi i picchi di prezzo sonosufficientemente frequenti e sufficientemente elevati, l’impianto purlavorando al di sotto della propria availability, coglie margini unitaritalmente elevati da risultare comunque ampiamente profittevole.Un’analisi di questo tipo regione per regione, di natura quantitativa nonè possibile in questo studio in quanto si scontra con alcuni limiti:

� un’analisi quantitativa compiuta prevederebbe per ogni mercato lacostruzione di un modello che simuli prospetticamente l’incontrodomanda-offerta e il dispacciamento, calcolando prezzi unitari eore di funzionamento, il che esula dall’oggetto di questo studio;

� anche un’analisi qualitativa, basata sull’analisi della domanda,dell’offerta e della struttura dei prezzi, si scontra con la scarsatrasparenza di tutti quei mercati statunitensi che non sono ancoraderegolati. In questi casi mancano informazioni sia relativamenteal prezzo all’ingrosso dell’energia, in quanto sono disponibili solole tariffe agli utenti finali, sia al costo dei combustibili – che hadinamiche estremamente complesse e differenziate anch’esse subasi regionali.

Ad ogni modo, regione per regione verranno fornite le indicazioni quali-quantitative possibili, al fine di comprendere le dinamiche dei nuoviinvestimenti in impianti termoelettrici di nuova generazione in ogni mercato.

3.1 - Il NpccIl NorthEast Power Coordinating Council è costituito dai due ISO del NewEngland e di New York. Poiché si tratta in entrambi i casi di regioni gestiteautonomamente e dotate di mercati centralizzati, su cui è possibilecompiere anche analisi sull’andamento del prezzo all’ingrosso dell’energia,è preferibile trattare le due aree in maniera indipendente.

3.1.1 - Il NyppL’area gestita dal NY ISO è organizzata tramite un mercato centralizzato,sulla base delle regole descritte nel capitolo 2. Per quanto riguarda la rete ditrasmissione, esiste un grande collo di bottiglia sulla direttiva Nord-Sud delterritorio servito, dove si trovano le zone di New York City e di Long Islandche assorbono la gran parte dei consumi dell’area. Dal punto di vistadell’offerta, la capacità installata al 2001 è pari a 36,890 MW, a fronte diun fabbisogno di punta pari a poco più di 30,000 MW. La produzione èperlopiù concentrata nel Nord dell’area di controllo, mentre la domanda è ingran parte concentrata nel Sud, nei grandi agglomerati urbani di New YorkCity e Long Island. Lo squilibrio dell’allocazione di domanda e offerta è ilfattore che ha spinto gli architetti del NY ISO a proporre lo strumento deiprezzi zonali come metodo più efficiente per evitare sussidi incrociati tra iconsumatori posti nelle varie aree del paese.


Dal punto di vista dell’offerta, però, Il parco di generazione operante nelNYPP non è né tra i più efficienti, né tra i più recenti degli Stati Uniti. Sitratta di un parco dominato dalla combustione termoelettrica tradizionale,con poco più di 21,000 MW di potenza complessiva. Di questi 13,521 MWsono costituiti da impianti dual-fuel (cioè ad olio combustibile ed a gasnaturale), che rappresentano la tecnologia predominante; 4,500 MW sonoimpianti ad olio combustibile, mentre carbone e gas contano per 4,000 MWl’uno. Vi sono poi quattro grandi centrali nucleari, per un totale di potenzainstallata pari a 5,000 MW (il 12% della potenza complessiva), mentre unbuon apporto è garantito dall’idroelettrico (5,500 MW di cui circa 1,300 dapompaggi).

Fig. 11 – POTENZA INSTALLATA NEL NY ISO PER COMBUSTIBILE

11%

14%

11%

15%12%

36%

1%

Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables

Fonte: NERC ES&D 2001

Non è quindi una sorpresa che lo Stato di New York sperimenti uno deiprezzi retail più alti tra gli Stati dell’Unione: con 11.2cents/kWh, si tratta delprezzo medio più elevato ad eccezione del New Hampshire e delle Hawaii.Il sistema elettrico infatti utilizza tecnologie datate e dai rendimenti moltobassi. La fornitura della punta è garantita tendenzialmente dagli impiantidual fuel o dal turbogas (invero, poco meno di 800 MW), insieme a qualchevecchio impianto ad olio combustibile. La copertura della domanda di baseè invece garantita dagli impianti a carbone, da quelli nucleari e dai circa4,000 MW di idroelettrico fluente, mentre la fascia della domanda mid-meritè servita dagli impianti a gas e soprattutto dagli impianti dual fuel.

L’analisi dell’andamento dei prezzi all’ingrosso sul NYPP per il 2000 e il2001, utilizzando una media pesata degli LMBP giornalieri, evidenzia alcunecaratteristiche di prezzo interessanti:

1. il valore medio del LMBP è elevato (poco meno di 40 $/MWh), ma lasua volatilità è relativamente bassa (47% su base giornaliera), almenoa fronte dell’andamento del prezzo di altre Borse elettriche. Il prezzotende infatti a restare in una forchetta compresa tra i 30-50 $/kWh, conpicchi tendenti ai 60-70 $/MWh. Solo in tre occasioni (luglio 2000,agosto 2000 e agosto 2001) si sono verificati spike di prezzo superioriai 100 e 200 $/MWh. Il picco massimo è stato raggiunto il nove agosto2001 – giorno in cui tutto il sistema elettrico del Nord Est hasperimentato un’eccezionale picco di domanda, con un valore medio di273.66 $/MWh. I picchi di prezzo dell’estate 2000 possono invece


essere ricondotti a congestioni sulla rete, in particolare alla presenza dicongestioni contemporanee verificatesi sulle linee di importazione dienergia dal PJM congiuntamente alle “tradizionali” congestioni sullalinea Nord-Sud11. Tutti questi fattori quindi evidenziano un andamentodei prezzi relativamente tranquillo, su livelli medi piuttosto sostenuti, afronte però di una rete di trasmissione strutturalmente congestionata.

2. Un confronto dell’andamento dei prezzi dei combustibili e dei prezzidell’energia elettrica mostra innanzitutto una certa correlazionedell’andamento dei prezzi dell’energia elettrica a quelli del gas. Ciò èdovuto al fatto che il gas è attualmente impiegato come combustibileper il fabbisogno di punta, sia tramite gli impianti turbogas, sia perquanto riguarda le caldaie a gas dei cicli dual-fuel. E’ particolarmenteinteressante notare (figura 13) che in assenza di picchi particolari diprezzo, il prezzo medio tende a salire e scendere in corrispondenzaall’andamento del prezzo all’ingrosso del gas, come chiaramenteevidenziato dalla crescita dei prezzi medi verificatisi durante l’inverno acavallo tra il 2000 e il 2001.

3. Appare evidente uno spark spread positivo e mediamente sostenutointorno ai 7 $/Mbtu12. Questo invece dipende dalla struttura del parco:soprattutto gli impianti mid-merit che vanno ad olio combustibile alzanoconsiderevolmente il costo di produzione medio, “aprendo” così lospread tra costo del combustibile e prezzo dell’output.

Fig. 12 - ANDAMENTO DEL LMBP MEDIO SUL NYPP,NORMALIZZATO A 80 $/MWH 2000-2001 ($/MWH)

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01/

12/

Fonte: elaborazioni IntesaBCI su dati NY ISO

11 La componente relativa al livello delle congestioni in quei giorni era arrivata a superare i

180 $/MWh, a fronte di valori medi di 2 $/MWh!12 Il calcolo è effettuato non tenendo presente i costi di trasporto. Il prezzo del gas

all’ingrosso negli Stati Uniti è infatti calcolato al delivery point chiamato Henry Hub, inLousiana. A tali valori quotati dal Nymex, che determinerebbero uno spark spread di 7.5$7MBtu, vanno aggiunti i costi di trasporto, che possono essere approssimativamentestimati, per quanto riguarda l’area di New York, intorno a 0.5 $/Mbtu. Ciò ridurrebbe lospark spread medio a 6,5 $/Mbtu.


Fig. 13 - CONFRONTO 2000-2001 TRA PREZZO ELETTRICITA’E PREZZO DEL GAS NATURALE SUL NYPP ($/MBTU)

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2/01

Average LMBP Gas prices

Spark spread

Fonte: elaborazioni IntesaBCI

L’analisi di prezzo sembra fornire indicazioni favorevoli alla costruzione dinuovi impianti CCGT nell’area. I prezzi sono sostenuti, vi è uno sparkspread elevato e il gas appare il driver principale del prezzo all’ingrossodell’elettricità, anche se, ovviamente, i nuovi entranti in un mercatototalmente liberalizzato subiscono la volatilità del prezzo all’ingrosso che vaopportunamente collateralizzata. Più del rischio di prezzo13, apparemaggiore il rischio relativo alla presenza di colli di bottiglia sulla rete ditrasmissione, che possono essere difficilmente evitati, data l’impossibilità acostruire centrali termoelettriche nella vicinanze dell’area urbana di NewYork City. Ciò potrebbe determinare un costo in termini di rischio volume edi contingentamento della produzione in alcuni periodi dell’anno, in funzionedei flussi di domanda.

Tutto considerato quindi nuovi impianti dovrebbero essere in grado discalzare dalla curva di offerta soprattutto gli impianti dual-fuel e gli impiantitermici ad olio combustibile, anche a fronte di una crescita del fabbisognonon particolarmente sostenuta. Effettivamente, sembra che l’industriaelettrica abbia questo orientamento. Secondo i dati NERC, seppure a frontedi un incremento della domanda annua previsto dell'’1.14% (uno tra i piùbassi degli Stati Uniti) di qui al 2010, sarebbe già pianificato l’ingresso dicirca 6,400 MW di nuovi impianti, esclusivamente a CCGT, mentre èprevista la chiusura di un impianto nucleare di circa 900 MW di potenza.Ciò dovrebbe rafforzare la quota di impianti esclusivamente a gas sul totaledei combustibili impiegati, portandola dall’attuale 11% a poco più del 23%. Iltutto dovrebbe rafforzare le tendenze notate nell’analisi statica, con il gasche rafforza la sua posizione di driver dominante del prezzo e con lospostamento al di fuori del merit order degli impianti ad olio combustibile edei vecchi dual fuel. Le prospettive per i nuovi investimenti sembranoquindi positive.

13 La presenza di prezzi zonali deve far attenuare almeno in parte queste affermazioni. Pur

se il costo delle congestioni non è in media elevato, il prezzo nelle singole zone puòdiscostarsi anche in maniera significativa dal valore medio, e vi sono periodi dell’anno ezone che subiscono variazioni molto elevate sia dei costi di congestione che del LMBPvero e proprio. L’investitore dovrebbe quindi valutare con estrema attenzione soprattuttogli aspetti relativi all’equilibrio domanda e offerta e allo stato della rete dell’area in cuiintende situare l’impianto.


Fig. 14 - L’EVOLUZIONE DELL’OFFERTA E DELLA DOMANDA SUL NYPP, 2000-2010

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5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MW

Coal Nuclear Gas HydroOil Dual Fuel Renewables Peak Demand


3.1.2 - Il NepoolIl secondo mercato dell’area è gestito dall’ISO-NE. Come il NYPP, l’area dicontrollo è dominata dalla presenza di un mercato organizzato, gestitadall’ISO, sulla quale sono scambiati all’incirca i due terzi dell’energianecessaria al fabbisogno del sistema (nel 2001, 128 TWh sui circa 190 didomanda complessiva). Un’altra similitudine rispetto al NYPP è il relativoisolamento geografico. Vi sono cinque linee di interconnesione con le areedi controllo confinanti (tre rivolte verso il Canada, una verso il NY ISO,l’ultima verso il PJM), che hanno una capacità di trasporto massima di3,500 MW, impiegata in pieno solamente durante i picchi di domanda estivi.Ciò tuttavia è sufficiente a rendere le importazioni un canale importante diapprovvigionamento dell’area (13% dell’energia complessiva nel 2001), e arendere il NEPOOL vulnerabile all’importazione di picchi di prezzodall’esterno. Per quanto riguarda invece la rete di interconnessione interna,non vi sono congestioni macroscopiche come nel caso della rete dello Statodi New York, anche se vi sono naturali colli di bottiglia intorno all'areaurbana di Boston e per il transito di energia tra i confini degli stati checompongono l’ISO-NE (Maine, Massachussets, Connecticut, NeHampshire, Rhode Island, parte del Vermont).

La potenza installata nell’ISO-NE sfiora i 26,000 MW (25,764 nel 2001).Come in tutto il Nord-Est degli Stati Uniti, il parco termico è basato sutecnologie non particolarmente efficienti né moderne. Ancora una volta iprezzi medi ai clienti finali rispecchiano la composizione del parco, essendocompresi tra i 9.5 cents/kWh di Massachussets e Connecticut e gli 11.6cents/kWh del New Hampshire. Rispetto al NY ISO, tuttavia, vi è unamaggiore presenza relativa di impianti nucleari (4,344 MW, 17% dellacapacità installata) e a carbone (2,606 MW, il 10%), che sono responsabiliall’incirca del 40% della produzione, tutta impiegata per coprire la domandadi base. Come nel NY ISO, vi è però una consistente parte di capacitàbasata su vecchie tecnologie dual fuel, sia carbone-oli combustibili, sia gas-oli combustibili (6,515 MW, il 25% della capacità installata). Questi impiantitendenzialmente sono impiegati per coprire la domanda mid-merit. Ladomanda di punta invece è soddisfatta soprattutto da impianti a gas (3,611MW, il 14% della produzione) e dalla consistente capacità degli impianti dipompaggio (quasi 1,700 MW, il 7% della capacità complessiva). Anche inquesto caso quindi il parco sembra sentire la necessità di ingresso di nuovetecnologie più efficienti.


Fig. 15 – POTENZA INSTALLATA NEL NEPOOL PER COMBUSTIBILE, 2001

10%

17%

14%

13%17%

25%

4%



Fig. 16 – ENERGIA SCAMBIATA SUL NEPOOL PER FONTE, 2001

30%

15%15%

17%

8%

8%7%

Nuclear Gas Coal Dual Fuel Oil Renewables Hydro

Fonte: ISO-NE

L’analisi dell’andamento dei prezzi sul mercato del NEPOOL evidenziadiversi aspetti interessanti.

1. Si tratta di un mercato caratterizzato da prezzi medi elevati (41,6$/MWh su base 2000-2001), anche se tale valore è distorto dallapresenza di tre picchi di prezzo. Il primo, e più impressionante, è il piccodi prezzo di 1196 $/MWh verificatosi l’8 maggio 2000, picco tra l’altrototalmente isolato e determinato da un evento eccezionale – la cadutadi una linea di trasmissione in alta tensione. Il secondo picco si èverificato il 25 luglio 2001, con il prezzo arrivato a 370 $/MWh,anch’esso in forma isolata, mentre il terzo picco è del 9 agosto 2001,con il prezzo giunto a 140 $/MWh. La maggior parte del periodo (circa il40% delle osservazioni) il prezzo medio giornaliero del NEPOOL èmaggiormente stabilizzato nella fascia 30-40 $/MWh;

2. Il NEPOOL presenta una volatilità decisamente maggiore rispetto alNYPP, il suo valore medio essendo dell’89%, Sono estremamentefrequenti picchi che portano il prezzo oltre i 50-60 $/MWh. Questocomportamento estremamente nervoso del prezzo è dovuta allamaggiore manipolabilità del mercato, che dipende più del NYPP dalla


presenza di importazioni dall’estero, ed è dotato, a detta deiresponsabili dell’ISO-NE, di una scarsa flessibilità e competitività nellapunta. Gli operatori che possiedono i relativamente pochi impianti ingrado di entrare in produzione in tempi rapidi sono in grado così disfruttare abbastanza spesso le occasioni date dalla volatilità delladomanda.

3. Nonostante la presenza di un maggiore nervosismo del mercatorispetto al NYPP, è abbastanza evidente la presenza di una relazionetendenziale tra prezzo del gas e prezzo dell’elettricità, che segue unpattern abbastanza simile a quello già evidenziato nel NYPP. Lo sparkspread medio è intorno ai 7.3 $/MBTU14, anche se la sua volatilità ènotevolmente maggiore rispetto al NYPP, dato il maggiore nervosismodel prezzo dell’output.

Fig. 17 - ANDAMENTO DEL PREZZO MEDIO SUL NEPOOL, 2000-2001,($/MWH – NORMALIZZATO A 100 $/MWH)

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0/01

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01/1

2/01

Fonte: ISO-NE

Fig. 18 - CONFRONTO 2000-2001 TRA PREZZO ELETTRICITA’ E PREZZO DEL GASNATURALE SUL NEPOOL ($/MBTU)

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1/01

01/1

2/01

LMP average price $/MBTU Gas prices ($/MBTU)

Spark spread



L’analisi storica dei prezzi quindi sembra fornire indicazioni per due tipi diinvestimenti: a) gli impianti CCGTs, che porebbero sia spiazzare le vecchietecnologie dual fuel, e che quindi si collochino nel merit order a coprire ladomanda intermedia15, oppure che utilizzino il ciclo turbogas per sfrutture ifrequenti picchi di prezzo; b) impianti di punta veri e propri, che soddisfino ilfabbisogno di una capacità flessibile di cui l’area è carente. Relativamente aquest’ultimo punto, è da sottolineare che l’ISO-NE stesso ha richiesto epubblicato studi relativamente alla sostenibilità finanziaria di questo tipo diinvestimenti, sottolineando l’urgenza per il sistema di nuovi impianti dipunta. E’ da sottolineare che la presenza di whole-make payments acopertura dei costi di riserva, che nel NEPOOL sono di fatto amministrati,facilita questo tipo di investimenti. E’ evidente lo sforzo dell’ISO-NE diridurre in qualche modo la volatilità dei prezzi del sistema, fattore chepotrebbe rendere maggiormente rischiosi gli investimenti.

Dal punto di vista delle previsioni della domanda e delle modifiche del parcoproduttivo, l’area presenta molte similitudini con quanto è previsto per il NYISO – e non potrebbe essere altrimenti. Secondo i dati del NERC, sono statigià pianificati da qui al 2010 circa 3,000 MW di nuovi impiantiesclusivamente a gas, che porterebbe la quota di questo combustibile apoco meno del 22%. Tuttavia, questi investimenti solamente non sarebberoin grado di garantire un adeguato margine di riserva, a causa di un aumentodella domanda previsto pari all’1.52%, che porterebbe la domanda di piccoad esaurire virtualmente la capacità del sistema, rendendolo sempre piùdipendente dalle importazioni. E’ prevedibile quindi che verranno propostiulteriori investimenti, anche in considerazione del fatto che il prezzo del gasdovrebbe divenire sempre più il driver dominante dei prezzi, pur in presenzadel rischio volume e dell’elevata volatilità di questo mercato.

Fig. 19 - L’EVOLUZIONE DELL’OFFERTA E DELLA DOMANDA SUL NEPOOL, 2000-2010

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5,000

10,000

15,000

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25,000

30,000

35,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MW

Coal Nuclear Gas Hydro Oil Dual Fuel Renewables Peak Demand


14 Assumendo un costo di trasporto del gas nell’area intorno ai 0.7 $/MBTU15 Il che però implica un più elevato rischio volume, dato che l’utilizzo effettivo degli impianti

potrebbe essere inferiore alla loro disponibilità tecnica efficiente.


3.2 - Il MaacIl Mid-Atlantic Area Council coincide perfettamente con il PJM, il primo ISOapprovato dalla FERC, che ne gestisce interamente la rete. Il PJM Market èquindi il mercato centralizzato di maggiori dimensioni al mondo, per quantoriguarda la potenza installata che insiste sull’area (60,000 MW al 2001).Anche in questo caso si tratta di una rete relativamente isolata rispetto aquelle delle regioni che la circondano; vi sono cinque punti diinterconnessione con le aree vicine, la principale delle quali è quella con ilNY ISO. La rete di trasmissione è di proprietà di otto utilities diverse, chel’hanno sviluppata in maniera autonoma. Tuttavia, possono essereidentificate tre macro aree, coincidenti con gli Hub che aggregano i diversinodi della rete, corrispondenti alle aree orientale, occidentale e nordoccidentale della rete, che definiscono i principali colli di bottiglia della rete.

Nonostante si tratti del mercato potenzialmente più vasto del mondo, letransazioni sul PJM Market sono di volume molto inferiore. La gran partedegli scambi avviene per via di contratti bilaterali (il 52%), mentre solo il18% transita sul mercato forward dell’energia. Si tratta di un risultatoabbastanza in linea con quanto accade laddove le borse elettriche sonofacoltative, con l’eccezione del NordPool (per il quale transita il 40% delfabbisogno complessivo dell’area).

Il parco di generazione del PJM è basato in larga parte su grandi impiantitermoelettrici a carbone o nucleare, che contano per il 52% della capacitàtotale installata (19,000 MW a carbone, 13,000 MW di nucleare). Ciò rendeil prezzo medio di sistema più basso rispetto al NPCC, anche se il parco digenerazione appare strutturalmente poco flessibile, in quantopotenzialmente anche una parte della domanda intermedia potrebbe essereservita da questo tipo di impianti. Ciò implica che alcuni di essi,tendenzialmente quelli più vecchi, abbiano un tasso di utilizzo inferiore allaloro disponibilità reale. La domanda intermedia e di punta è invece servitada impianti ad olio combustibile e a gas naturale, all’incirca equivalenti perpotenza installata (circa 10,000 MW l’uno, il 17% della potenza), molti deiquali vanno ad operare durante i picchi di prezzo.

Fig. 20 - POTENZA INSTALLATA NEL PJM AL 2001, MW

32%

22%17%

5%

17%

2% 5%



Ciò determina una dinamica dei prezzi profondamente diversa da quellache si registra sugli altri due mercati del Nord Est degli Stati Uniti. Infatti:

1. il prezzo medio di sistema è considerevolmente più basso – circa 31$/MWh contro i circa 40 $/MWh del NEPOOL e del NYPP –conseguenza dell’utilizzo di combustibili più economici;


2. lo spark spread è molto ridotto, in media 4.4 $/MBTU e addirittura incasi di domanda molto bassa diviene negativo. Inoltre appare unarelazione tendenziale meno forte tra prezzo dell’elettricità e prezzo delgas, anche se il raddoppio dei prezzi nell’inverno a cavallo tra 2000 e2001 ha avuto un impatto anche sui prezzi all’ingrosso dell’energiaelettrica. Il driver principale dei prezzi appare quindi essere l’andamentodella domanda.

3. pur in assenza di picchi di prezzo esasperati (il picco più elevatodell’ultimo biennio si è registrato il nove agosto del 2001, a quota 240$/MWh), la volatilità è abbastanza elevata (55% su base giornaliera) esoprattutto appare molto forte all’interno della stessa giornata. In altritermini, livelli medi di prezzi giornalieri sono molto bassi (10-20 $/MWh),ma si impennano durante i picchi della domanda. Ciò del restorispecchia la struttura non flessibile del parco di generazione del PJM.A supporto di questa ipotesi stanno anche le curve di durata dei prezzi,che hanno un andamento molto flat su livelli medio-bassi per gran partedelle ore dell’anno, salvo poi impennarsi e determinare la curva deiprezzi a L tipica di mercati maturi e con un’offerta di energiatendenzialmente rigida (come ad esempio il mercato inglese). Si vedal’esempio di un giorno estivo, con picco di domanda pomeridiano cometipicamente è nei sistemi elettrici statunitensi. Il livello dei prezzi passada circa 20 $/MWh fino a oltre 140 $/MWh, durante le ore di massimoconsumo, per poi ridiscendere nelle ore notturne (figura 24). Talecomportamento potrebbe risultare ancora più accentuata analizzandol’andamento dei prezzi sui singoli nodi; dovrebbe infatti emergere chenei momenti di picco della domanda gli operatori cercano di sfruttare ledifferenze di prezzo tra zone, hub o addirittura singoli punti di consegnaper massimizzare i propri introiti.

Fig. 22 - ANDAMENTO DEI PREZZI MEDI GIORNALIERI2000-2001 SUL PJM, NORMALIZZATO A 100 $/MWH

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

01/0

1/00

01/0

2/00

01/0

3/00

01/0

4/00

01/0

5/00

01/0

6/00

01/0

7/00

01/0

8/00

01/0

9/00

01/1

0/00

01/1

1/00

01/1

2/00

01/0

1/01

01/0

2/01

01/0

3/01

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4/01

01/0

5/01

01/0

6/01

01/0

7/01

01/0

8/01

01/0

9/01

01/1

0/01

01/1

1/01

01/1

2/01

Fonte: elaborazioni IntesaBCI su dati PJM


Fig. 23 - CONFRONTO DEI PREZZI DELL’ELETTRICITÀE DEL GAS NATURALE SUL PJM, 2000-2001 ($/MBTU)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

01/0

1/00

01/0

2/00

01/0

3/00

01/0

4/00

01/0

5/00

01/0

6/00

01/0

7/00

01/0

8/00

01/0

9/00

01/1

0/00

01/1

1/00

01/1

2/00

01/0

1/01

01/0

2/01

01/0

3/01

01/0

4/01

01/0

5/01

01/0

6/01

01/0

7/01

01/0

8/01

01/0

9/01

01/1

0/01

01/1

1/01

01/1

2/01

LMP Prices ($/MBTU) Gas prices ($/MBTU)

Spark spread


Fig. 24 - UN GIORNO ESEMPLARE: L’ANDAMENTO DEI PREZZI ORARI IL 6 AGOSTO 2001 SUI DUE HU PRINCIPALI DEL PJM ($/MWH)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

EASTERN HUB WEST INT HUB

Fonte: elaborazioni IntesaBCI su dati PJM

Fig. 25 - CURVA DI DURATA DEI PREZZI SUL PJM, 2001 ($/MWH)

Fonte: PJM , Market Monitoring Unit


La struttura del PJM Market mostra un chiaro incentivo agli operatori acostruire capacità flessibile in grado di sfruttare i picchi di prezzo, cheevidentemente manca al sistema produttivo del PJM, più che tentare disostituirsi alla produzione di base, che invece appare più che adeguata. Leprevisioni di domanda e di nuova capacità installata nei prossimi dieci annimostrano chiaramente questo trend. Secondo i dati NERC, vi sono richiesteper ben 23,000 MW di nuovi impianti, quasi esclusivamente per steamturbines, la forma di generazione termoelettrica a gas più flessibile.Solamente 500 MW sono proposti per la costruzione di cicli combinati, cheevidentemente faticherebbe a posizionarsi in base, data la presenza di tantiimpianti dai costi di produzione mediamente più bassi. In sostanza, latendenza degli investitori sul PJM è quella di costruire impianti puramentemerchant, da usare come opzioni reali nel momento di picco della richiestadi potenza sulla rete.

Le stime di crescita della domanda, tuttavia (+1.84% su base annua, cheporterebbe il picco da 52,000 MW a circa 61,000 MW nel 2010), tuttaviapongono dei caveat a questo tipo di investimento, in quanto non sembranogiustificare un rinnovamento del parco così forte. Se tutti i progetti fosseroeffettivamente attivati, il PJM potrebbe presentare un forte eccesso dicapacità al 2010 (oltre il 25% di margine di riserva), che difficilmentepotrebbe essere assorbito completamente dalle esportazioni nelle areevicine più care, come il NY ISO.

Fig. 26 - EVOLUZIONE DELLA CAPACITÀ INSTALLATAE DELLA DOMANDA SUL PJM, 2001-2010 (MW)

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MW



3.3 - Il SercL’area SERC, (South Eastern Reliability Council) è per capacità installata lapiù grande degli Stati Uniti, con quasi 166 GW di potenza complessiva. IlSERC tuttavia non può essere considerata un’area unitaria, in quanto lelinee di trasmissione sono in realtà divise e gestite da quattro operatoridifferenti. Tre di queste sono tra le più grandi utilities statunitensi – Entergy(sulla cui area sono installati circa 27,000 MW di potenza), Mirant (ex-Southern Energy con circa 46,000 MW di capacità installata), e laTennessee Valley Authority (31,700 MW di potenza). La quarta area,chiamata VACAR (Virginia e Carolina) è gestita dalle utilities di distribuzionelocale (61,000 MW di potenza). Il SERC è un’area completamente non


deregolata. L’obbligo di TPA imposto dall’Order 888 della FERC èrispettato attraverso l’attuazione di contratti bilaterali e negoziati tra i gestoridelle quattro utilities, così come i contratti di scambio e il trading dielettricità16. Solo Arkansas e Virginia hanno in maniera molto timida iniziatoa proporre la liberalizzazione degli utenti retail. La ragione principale delloscarso entusiasmo delle autorità e delle utilities dell’area nei confronti delladeregolamentazione è dovuto certamente alla presenza di prezzi all’utenzafinale bassi – tra i più bassi del Paese in quanto compresi tra i 5 e i 6cents/kWh, nonché alla vigorosa opposizione delle tre grandi utilities chenon hanno nessun interesse a modificare lo status quo.

Il parco produttivo, simile in tutte le quattro aree, è basato prevalentementesu impianti termoelettrici a carbone, che contano per il 41% della potenzainstallata e quasi il 60% dell’energia generata. L’altra grande fonte diproduzione energetica è il nucleare, che conta per il 17% della potenzainstallata e per il 29% dell’energia prodotta. Considerate anche le discreterisorse idroelettriche (circa 17,000 MW), l’utilizzo degli impianti dual-fuel, agas e ad olio combustibile (rispettivamente 21,300 MW, 17,700 MW e circa4,000 MW) è riservata unicamente alla copertura della punta. La strutturaenergetica che ne discende è quindi abbastanza simile al PJM, con unacurva di carico presumibilmente piatta per gran parte delle ore dell’anno eun’accentuata inclinazione quasi a L per relativamente poche ore didomanda di picco.

Fig. 27 - STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DELLA SERC, 2001

42%

19%

11%

11%

2%

13%2%



Il parco appare quindi profondamente sbilanciato sulla produzione di base,che viene effettuata a prezzi altamente competitivi. La sostenuta domanda(156 GW il picco registrato nel 2001), e un tasso di crescita previsto in lineacon la crescita della domanda nazionale del 2.1%, implicano la necessità diadeguare il parco produttivo che potrebbe a breve risultare insufficiente asoddisfare il fabbisogno del sistema. I nuovi impianti (ne sono statipianificati circa 33,000 MW), sono costituiti in buona parte da CCGTs17(21,000 MW), il che farebbe diventare il gas naturale il secondocombustibile per impieghi nella produzione termoelettrica con una quota del 16 Ciò implica la mancanza di disponibilità di dati di prezzo all’ingrosso, e conseguentemente

l’impossibilità di compiere analisi di prezzo. Alcuni price reporters come il Platt’s, tuttaviaquotano il prezzo sulla subarea Entergy

17 Interessante notare che ben 8,800 MW dei nuovi impianti finora pianificati riguardano fontidi energia rinnovabile non idroelettrica – principalmente biomasse anche inconsiderazione delle estese aree agricole della regione.


19% della capacità18. La pianificazione di tali investimenti si fondaevidentemente anche sulla previsione di dismissioni di impianti vecchi,principalmente i dual fuel, ma anche qualche impianto a carbone, in mododa garantire ai nuovi impianti un utilizzo sia nelle ore di base o intermedie,sia durante le ore di punta. Una curva di carico così ripida infatti accentua lefluttuazioni di prezzo a seguito della volatilità della domanda, rendendoprofittevoli gli impianti in grado di modulare la punta. E’ da sottolineareinoltre che, non essendo prevedibile a medio termine laderegolamentazione del settore nell’area SERC, la continuazione dellepratiche di accordi bilaterali dovrebbe garantire a questi impianti la stipula dicontratti di lungo termine per la cessione di energia – evitando i rischi diprezzo e di volume tipici dei mercati liberalizzati, e quindi rendendo taliinvestimenti sostenibili in base ai fondamenti dell’industria e scarsamenterischiosi.19

Fig. 28 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICOPER FONTI NELL’AREA SERC, 2001-2010

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MW


Fonte: NERC, ES&D 2001

18 SERC è anche una regione assai vicina al punto nazionale di consegna del gas – l’Henry

Hub, quindi i costi di trasporto dovrebbero incidere in maniera modesta. Tuttavia è dasegnalare che lo sviluppo delle reti di trasporto di gas è abbastanza modesto nelle sub-aree VACAR e Southern, il che implica che la costruzione di CCGTs in queste zonenecessita anche di un investimento infrastrutturale per trasportare il combustibile.

19 Questa è l’altra faccia della medaglia dei mercato non liberalizzati. La nonderegolamentazione del settore implica forse minori opportunità di business e quindirendimenti tendezialmente più bassi, ma certamente viene fortemente ridotto il rischiodell’investimento. La costruzione di nuovi impianti infatti si muove sulla base delle logiche“tradizionali” dell’industria, il che implica la piena contrattualizzazione dell’investimentosulla base di accordi a lungo termine. Dal punto di vista del prestatore di fondi, ciò sitraduce in un investimento a basso rischio e a basso rendimento.


3.4 - Il FrccIl Florida Reliability Coordinating Council è il più recente delle aree regionalidella NERC, essendo stato approvato dalla FERC solo nel 1996.Completamente isolato fino a pochi anni fa, ad oggi vanta due linee diinterconnessione con la sub-area Southern della SERC. Guardando infattialla capacità installata, il parco termoelettrico è basato quasiesclusivamente su impianti a gas o a petrolio (quasi il 60% del totale conoltre 24,000 MW di potenza installata), mentre un ruolo minore avrebberocarbone (10,000 MW con il 24% della potenza) e nucleare (quasi 4,000MW e il 9% della potenza complessivamente installata). Tuttavia, lagenerazione di energia non rispecchia queste proporzioni. Quasi il 60%della produzione di energia elettrica della regione proviene dagli impianti acarbone e da quelli nucleari, mentre gli impianti a petrolio e a gas sonoimpiegati quasi esclusivamente per la produzione intermedia e di punta(31% della produzione finale al 2001). Inoltre il sistema è relativamente arischio scarsità, in quanto presenta un margine di riserva piuttosto basso (afronte di circa 42,000 MW installati il picco di domanda del 2002 ha infattiraggiunto i 39,000 MW). Anche il FRCC è un mercato non deregolato. LoStato della Florida ha proposto un timido piano per la creazione di unmercato centralizzato di scambio dell’energia all’ingrosso ma gli operatori(si tratta di oltre 130 utilities di distribuzione, la principale delle quali è laFlorida Power and Light Company) continuano ad utilizzare il sistematradizionale basato su accordi bilaterali. La deregolamentazione non èquindi attesa in tempi brevi.

Fig. 29 - STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DEL FRCC, 2001

24%

9%

34%

0%

26%

0% 7%



Il tasso di crescita della domanda previsto tra i più alti degli Stati Uniti(+2.4% in media annua nel prossimo decennio), il basso margine di riservae l’obiettivo annunciato dal FRCC di raggiungere un margine di riserva del20%, favoriscono iniziative in nuovi investimenti che, come al solito,riguardano quasi esclusivamente nuovi impianti CCGTs. Secondo i datiNERC, si tratta di circa 13,000 MW nei prossimi dieci anni, che però da solinon sono sufficienti a raggiungere l’obiettivo avanzato dal FRCC. E’ quindiprevedibile che ulteriori investimenti verranno proposti e che verrannocontrattualizzati secondo gli stessi meccanismi vigenti nel SERC.

C’è tuttavia da registrare un’issue regolamentare piuttosto forte che rendela Florida un mercato difficile da penetrare per le utilities che non vendonodirettamente energia su basi retail. Nel corso del 2000, a seguito di unprocedimento proposto dalle utilities locali contro Duke Energy, che aveva


chiesto l’autorizzazione a costruire un impianto a gas di tipo merchant, laCorte Suprema della Florida ha negato la “determination of needs” per tuttiquegli impianti che non vendono energia direttamente ai clienti finali. Ciònon implica la negazione all’autorizzazione di costruire l’impianto, maimpedisce di fatto le transizioni di energia all’ingrosso, in quanto i nuovientranti non hanno la possibilità di vendere energia direttamente, nonvigendo in Florida la liberalizzazione dell’energia retail. Sono quindiavvantaggiate le utilities locali, che, avendo i propri clienti captivecorrispondenti alla propria area di distribuzione, sono incentivati a integrarsia monte della filiera senza inoltre correre il rischio di essere disturbati daconcorrenti esterni. Ciò pertanto comporta un vincolo notevole per gliinvestitori non locali.

Fig. 30 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICOPER FONTI NELL’AREA FRCC, 2001-2010

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010



3.5 - Il SppIl Southwest Power Pool è un’area di controllo dall’estensione abbastanzalimitata, ma che interseca i confini di otto paesi differenti, il che implical’assenza di un indirizzo unitario in termini di deregolamentazione delmercato. Infatti, mentre New Mexico e Texas hanno avviato un processo dideregolamentazione che in quest’ultimo Stato ha già condotto allaliberalizzazione totale della domanda e alla costituzione di un ISO (cfr. ilparagrafo 3.10 sull’ERCOT), gli altri Stati sono molto più restii ad avviarepolitiche di liberalizzazione, anche laddove (Arkansas, Lousiana,Oklahoma) il processo era stato avviato prima della crisi californiana.Sostanzialmente quindi anche quest’area NERC è basata sul regime dicontrattazione bilaterale per via negoziata. SPP è caratterizzata anche daun servizio di distribuzione molto frammentato, con molte utilities di piccoledimensioni, ma la rete di trasmissione è fortemente integrata e beninterconnessa con le aree confinanti, in particolare con l’area Southern delSERC, il che la rende interessante dal punto di vista delle potenzialità ditrading e di scambio di energia anche al di fuori dell’area di servizio.

Il parco di generazione è basato in gran parte su impianti termoelettrici acarbone (46% della capacità complessiva installata, pari a poco più di20,000 MW, ma una quota intorno al 60% della produzione, interamente dibase), mentre l’apporto del nucleare è minimo (solo 1,100 MW di potenzainstallata). In considerazione del fatto che proprio in quest’area è posto il


delivery point del mercato del gas e conseguentemente la rete didistribuzione gas è particolarmente sviluppata e il trasporto poco costoso(stimato in un range compreso tra 0.05 e 0.45 $/Mbtu), già parecchiosviluppata è la combustione a gas (14,500 MW, pari a un terzo dellacapacità impiegata), che copre la domanda intermedia e di punta. Il prezzomedio di sistema quindi dovrebbe essere abbastanza basso, all’incirca suilivelli del PJM di cui del resto condivide alcune caratteristiche.

Fig. 31 - STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DEL SPP, 2001

46%

2%

33%

7%

5%5% 2%



Già allo stato attuale tuttavia il parco termoelettrico di SPP fatica asoddisfare il fabbisogno di punta in estate (nel 2001, 41 GW a fronte di unadomanda installata complessiva di 45 GW). E’ pertanto evidente lanecessità di nuovi investimenti, anche a fronte di un tasso medio di crescitadella domanda previsto al 2.2% annuo: già pianificati sono 7,000 MW diimpianti CCGTs, che porterebbero l’area a dipendere in larga parte dal gas(quasi metà della potenza installata), lasciando agli impianti ad oliocombustibile e ai turbogas il soddisfacimento della punta. La curva di caricopertanto dovrebbe pertanto accentuare la forma a L tipica dei mercatimaturi, accentuando il rischio di picchi di prezzo causato della volatilità delladomanda di picco. Gli investitori si stanno quindi attrezzando non solo persoddisfare la domanda di base, ma anche per sfruttare i probabili elevatipicchi di prezzo che anche le relativamente forti interconnessionidovrebbero favorire. E’ inoltre da sottolineare che gli investimenti previsti daNERC non sembrano essere sufficienti a garantire un adeguato margine diriserva, per cui è probabile che ulteriori investimenti, presumibilmente inCCGTs, saranno necessari.


Fig. 32 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTINELL’AREA SPP, 2001-2010

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010



3.6 - L’EcarL’East Central Area Reliability è per dimensioni la terza area NERC, dopo ilSERC e la Western Interconnections. La gestione del sistema ditrasmissione è parecchio complessa, a causa di uno storico modestocoordinamento tra i sistemi elettrici operanti dalle varie utilities, i principalidei quali sono quelli di Allegheny Power e soprattutto di AEP (AmericanElectric Power, una delle più grandi utilities del paese). L’area inoltre, per lasua posizione centrale è fortemente interconnessa con i sistemi elettriciconfinanti. Secondo i dati di NERC, in estate sono disponibili sulle reti diconnessione complessivamente 15,200 MW per l’import e 12,800 MW perl’export, rendendo ECAR il cuore del mercato elettrico del MidWest.

Tab. 3 - LA CAPACITÀ DI TRASPORTO SULLE RETI CONFINANTI CON ECAR

MASSIMA CAPACITÀ DI TRASPORTO DURANTE IL PICCO ESTIVO(MW)

REGIONE CONFINANTE

IMPORT EXPORT

PJM 3200 3000MAIN 3900 2500ONTARIO 2500 1800VACAR 3200 3000TVA 2400 2500TOTALE 15200 12800Fonte: NERC

Sono stati avviati sforzi importanti per costituire due ISO, trasversali alledue aree confinanti di MAIN ed ECAR: il Midwest ISO – principale sponsorCommonwealth Edison, operante nel sistema MAIN - che non è stato peròapprovato dalla FERC e l’Alliance ISO, che avrebbe dovuto avere comecentro del sistema la rete di AEP. A sua volta, Allegheny Power, l’altragrande utility di ECAR, date le difficoltà a proseguire gli accordi con le altreutilities, ha annunciato la costituzione insieme a PJM di una nuova area ditrasmissione indipendente, che si sarebbe dovuta chiamare PJM West eavrebbe permesso l’applicazione del modello del PJM Market ad un’areaancora più vasta di quella attuale. Tuttavia, i contrasti tra le varie utilities


non sono stati ancora risolti e nessuna delle ipotesi prospettate è giunta asoluzione; tuttora vige un regime di contrattazione negoziata sia sulloscambio di energia che per quanto riguarda la definizione delle tariffe ditrasmissione. Anche lo stato della deregolamentazione di settore èabbastanza eterogeneo e confuso. Vi sono Stati come l’Ohio e il Michiganche hanno completamente liberalizzato il settore, altri come la West Virginiache erano in un avanzato stato di liberalizzazione ma hanno rallentatorecentemente a causa della crisi californiana, altri invece come l’Indianache non hanno alcuna liberalizzazione del servizio. Ciò non toglie che ilmercato dell’energia all’ingrosso, sia spot che forward, sia fiorente, anchese non vi sono mercati elettrici centralizzati. L’importanza delle transazioni ètale che Platt’s si incarica di riportare su basi settimanali i prezzi a cui sonoscambiati i lotti di energia. La situazione è quindi ancora molto fluida econfusa; non è al momento chiaro se il processo proseguirà in manieradecisa o se invece verrà stoppato, molto dipenderà dal successo di uneventuale futuro ISO.

La struttura della generazione di ECAR è profondamente dipendente dalcarbone, che è la risorsa abbondantemente disponibile in loco (i montiAllegheny sono il bacino carbonifero più importante degli Stati Uniti e unodei principali del mondo). Il 73% della capacità installata, pari a oltre 82,000MW, e praticamente tutta la generazione, insieme ai 7,600 MW di impiantinucleari, è fornita tramite impianti a carbone, che spesso vanno ad offrireenergia anche durante i picchi di domanda. I 17,000 MW di capacità a gassono utilizzati solo in poche ore dell’anno, così come i pompaggi.Conseguenza di ciò è una curva di domanda estremamente poco flessibile,caratterizzata da prezzi mediamente molto bassi, ma ad altissimo rischio divolatilità. In caso di crisi dell’offerta, di richiesta di punta particolarmenteforte o di congestioni (molto frequenti), sulla rete, la volatilità del prezzodiventa estremamente forte e possono sperimentarsi picchi di prezzo sulmodello californiano. E’ appena da ricordare infatti che la prima crisistatunitense dei prezzi a seguito della liberalizzazione degli anni ‘90 si èverificata proprio in quest’area, quando nell’estate del 1998 i prezziall’ingrosso salirono anche oltre i 7,000 $/MWh! Come tutti i mercatistatunitensi, il quasi totale blocco degli investimenti nel corso degli anni ‘80-metà anni ’90 ha considerevolmente ridotto i margini di riserva del sistema,che a fronte di un picco estivo di 102 GW nel 2001, può contare solamentesu 114 GW di potenza installata.

Fig. 33 - STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DELL’ECAR, 2001

73%

7%

14%3% 3%

Coal Nuclear Gas Hydro Oil



Gli investimenti in nuova generazione appaiono quindi assolutamentenecessari, non solo a fronteggiare la crescita della domanda (stimata nonaltissima – 1.6% annuo – anche se è da ricordare che le previsionisull’andamento della domanda sull’ECAR hanno sistematicamentesottostimato l’andamento reale), quanto ai fini di garantire maggioreflessibilità al sistema durante la richiesta di punta. Un sistema elettrico cosìrigido infatti implica che le frequenti perturbazioni della domanda, o dellostato della rete, peraltro non ottimale, possano generare picchi di prezzoestremamente elevati. i nuovi operatori possono trarre profitto da questasituazione attraverso la costruzione di turbine a gas oppure di cicli termicisingoli, sempre a gas, che garantiscono l’entrata in servizio in tempi piùrapidi dei tradizionali CCGTs. Probabilmente, solo in futuro, conl’invecchiamento dell’attuale parco termico a carbone (il più recente degliimpianti operanti nell’ECAR risale al 1985) si creerà spazio anche per i ciclitermici a gas 2+1, che hanno certamente rendimenti superiori degli impiantia carbone e un minore impatto ambientale, ma non appaiono ancora deltutto competitivi in termini di costi. Estremamente importanti per quantoriguarda il loro impatto sui prezzi saranno tuttavia le scelte in termini dideregolamentazione del mercato ed eventuale costituzione di un ISO.

Fig. 34 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICOPER FONTI NELL’AREA ECAR, 2001-2010

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MW



3.7 - Il MainIl secondo mercato del Midwest statunitense è il Mid-AmericaInterconnected Network, che confina con l’ECAR, del quale condividediverse caratteristiche.

si tratta di una regione NERC meglio interconnessa alle aree confinanti diquanto siano mediamente le aree vicine, in particolar modo con ECAR. Ledue regioni del Midwest hanno effettivamente portato avanticontemporaneamente le trattative per creare gli ISO regionali, di cui alparagrafo precedente, senza però essere giunti, finora, ad alcunasoluzione. Per quanto riguarda le linee di interconnessione, è dasottolineare che MAIN può essere diviso in tre subaree distinte, la rete diproprietà di Commonwealth Edison (ComEd), la principale utiilty dellaregione che serve l’area urbana di Chicago, la subarea chiamata WUMS(Wisconsin Upper Michigan), a nord di ComEd, a la subarea ILMO (Illinois


Missouri), a sud. Tra le tre aree possono presentarsi colli di bottiglia nellarete.

Tab. 4 - INTERCONNESSIONI TRA MAIN E LE AREE NERC CONFINANTI

MASSIMA CAPACITÀ DI TRASPORTO DURANTE IL PICCO ESTIVO(MW)

REGIONE CONFINANTE

IMPORT EXPORT

ECAR 3900 2500

MAPP 1500 1700

SPP 1300 1200

ENTERGY 700 1300

TVA 2900 3000TOTALE 10300 9700

Fonte: NERC

1. Il mercato elettrico dell’area è liberalizzato, sul modello dell’ECAR. Nonesiste quindi mercato centralizzato, ma le transazioni all’ingrossobilaterali, sia spot che forward sul mercato OTC sono consistenti esono quotate dal Platt’s, in considerazione dell’importanza del mercato(anche qui come nell’ECAR siamo in presenza di una delle aree piùindustrializzate degli Stati Uniti, quindi il mercato è particolarmenterilevante). Solamente l’Illinois tuttavia ha liberalizzato la vendita aiclienti retail, mentre i paesi confinanti sono più cauti; anche nel MAINsarà fondamentale capire come e se verranno organizzati gli ISO;

2. La struttura del mercato della generazione è simile a quella dell’ECAR,è cioè basata fondamentalmente su un parco termoelettrico a carbone,cui però si aggiunge anche una consistente quota di capacitàtermonucleare (oltre 14,000 MW, cioè il 22% del totale). Sommate, ledue tipologie di impianti contano per il 59% della capacità installata equindi virtualmente per tutta l’energia prodotta. Come per quantoriguarda l’ECAR, ciò rende il parco estremamente poco flessibile equindi sensibile alle variazioni della domanda.

Fig. 35 - STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DEL MAIN, 2001

47%

22%

4%2%

3%

21%1%




3. Anche l’area del MAIN, come in tutto il Midwest, nell’estate del 1998 hasperimentato la prima grave crisi del sistema elettrico statunitensenegli anni ’90, causato dai vincoli di rete, dalla scarsa flessibilità delparco termico dell’area e dalla riduzione dei margini di riserva. AncheMAIN quindi mostra l’esigenza di migliorare il soddisfacimento delfabbisogno di punta, in particolare modo attraverso steam turbinessingle, che operino anche poche ore all’anno ma con marginiestremamente elevati. Del resto, impianti CCGTs 2+1 che operino inbase non sono economicamente realizzabili nell’area, data lamassiccia capacità di base a basso costo esistente. Le previsioni disviluppo del parco mostrano in effetti che i nuovi progetti si orientanoverso questo tipo di tecnologia, anche se, a fronte di un aumentoprevisto della domanda in media annua dell’1.6%, appaiono necessariulteriori investimenti rispetto a quelli già pianificati e noti.

Fig. 36 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICOPER FONTI NELL’AREA MAIN, 2001-2010

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MW



3.8 - Il MappIl MidContinent Area Power Pool è una delle aree NERC più piccole, se siconsidera il solo lato statunitense e non quello che insiste sul territoriocanadese, non tanto per estensione geografica quanto per capacitàinstallata. Si tratta in effetti di un territorio in gran parte scarsamenteurbanizzato, in cui l’azione di elettrificazione delle zone rurali è statacondotta anche sotto l’ausilio degli Stati e delle autorità federali. La granparte dell’area MAPP non prevede la deregolamentazione del mercatoelettrico, che pertanto è interamente gestito dalle utilities, spesso di piccoledimensioni, che si coordinano tra loro per la gestione del servizio elettrico.

Il parco termoelettrico è anche qui basato in gran parte su impianti acarbone, (quasi 18,000 MW, il 56% del totale) che insieme al nucleare(3,300 MW, l’11% del totale) coprono quasi interamente la domanda. Unsostanziale contributo è dato anche dalla produzione idroelettrica, che conquasi 3,000 MW tutti ad acqua fluente o a bacino, copre praticamente quasitutto il resto del fabbisogno. Conseguenza della struttura del parco è unlivello medio del prezzo finale di vendita molto basso (intorno ai 5cents/kWh).


Fig. 37 - STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DEL MAPP, 2001

56%

11%

4%

10%

9%

9% 1%



In conseguenza delle caratteristiche del parco produttivo e della scarsaspinta alla liberalizzazione del settore, l’ingresso di nuovi operatori nelMAPP è abbastanza difficile. I bassi costi che riducono i margini e le lastruttura regolamentare classica, favorevole alle utilities locali e al concetto,fondamentalmente, di servizio pubblico, sono barriere all’ingressoformidabili per i new players. Tuttavia, nuovi investimenti sono necessari, inquanto i margini di riserva del sistema sono abbastanza modesti. Ad oggisono stati pianificati all’incirca 3,000 MW di nuovi impianti, presumibilmentea gas che potrebbero andare a coprire il fabbisogno della domandaintermedia e di punta, ma appaiono necessari investimenti ulteriori pur inpresenza di una crescita della domanda non particolarmente sostenuta(1.6% su base annua). NERC stessa infatti ha lanciato un allarme nelSummer Assesment del 2001 relativamente alla potenziale incapacità delMAPP di rispettare il vincolo di margine di riserva del 15% richiesta dallaNERC. Pertanto, il fabbisogno di MAPP è orientato non solo a risolvere ilproblema della capacità di punta (considerando la rigidità di gran parte delparco produttivo), ma anche quello di aumentare la potenza totale installata.

Fig. 38 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PERFONTI NELL’AREA MAPP, 2001-2010

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010




3.9 - Il WsccIl Western Systems Coordinating Council è per estensione geografica la piùgrande area NERC, comprendendo infatti tutta la Western Interconnection(comprese consistenti porzioni di territorio canadese e messicano). Concirca 142 GW di potenza installata, è anche la seconda regione perdimensioni del parco termoelettrico. La sua enorme estensione territorialetuttavia impedisce di trattarla in maniera pienamente unitaria, perché lecaratteristiche geografiche e la segmentazione della rete di fattoidentificano quattro subaree distinte, relativamente comunicanti l’una conl’altra. Le quattro aree sono:

1. il North Western Power Pool (NWPP), che comprende il NordOvestdegli Stati Uniti (Stati di Washington, Oregon, Idaho, Wyoming,Montana). Quest’area è caratterizzata da un parco elettrico basato ingran parte su impianti idroelettrici (il 65% del totale, 35,000 MW su unacapacità complessiva di 53,000 MW), mentre la quota restante impiegaprevalentemente impianti a carbone (11,000 MW, il 23% del totale). Ciòdetermina un funzionamento del tutto peculiare del mercato elettrico diquesta subarea. Innanzitutto i prezzi finali di vendita sono i più bassi inassoluto degli Stati Uniti (sono compresi tra i 4 e i 5 cents/kWh); insecondo luogo, il NWPP sperimenta un sistematico eccesso dicapacità, avendo un picco di domanda appena superiore ai 34,000MW, ed è quindi un’importante area di esportazioni verso le altre areeWSCC, in primis la California. In terzo luogo, le risorse idriche negliStati Uniti sono gestite a livello federale da apposite autorità. Questofattore, insieme ai bassi prezzi dell’energia, disincentivano le autoritàdel NWPP ad avviare qualsiasi processo di deregolamentazione delmercato elettrico. Nonostante il funzionamento abbastanza peculiare diquest’area, vi sono diversi progetti di sviluppo del parco elettrico, anchese motivati principalmente da ragioni ambientali. Secondo i dati NERC,nei prossimi dieci anni è prevista l’installazione di circa 7,700 MW dinuovi impianti, di fatto esclusivamente CCGTs 2+1. L’obiettivo delleautorità è quello di sostituire gli esistenti impianti a carbone con impiantidai rendimenti più efficienti: inoltre, alcune di queste iniziative sonoproposte da operatori merchant, che intendono installare nuovi impiantiper esportare energia verso la più cara California.

Fig. 39 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICOPER FONTI NELLA SUBAREA NWPP, 2001-2010

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010




2. La subarea che comprende Arizona, New Mexico, South Nevada.South California e parte del Texas Occidentale (AZN), che èstrutturalmente l’opposto rispetto al NWPP. Essa è basata suproduzione termoelettrica, la cui base è costituita da carbone (36% deltotale, 8,500 MW sui circa 23,000 MW complessivamente installati), eda nucleare (2,700 MW, circa il 10% del totale). Una consistente quotaderiva dalla produzione idroelettrica, ma soprattutto da gas e dual fuel,che insieme totalizzano 8,600 MW totali e vanno a coprire laproduzione intermedia e di punta. Il costo di produzione medio è quindiabbastanza elevato – come si nota dai prezzi medi ai consumatori finaliabbastanza elevati (tra i 6 e i 7 cents/kWh, ed è abbastanza prevedibileche il costo di produzione di sistema sia in gran parte guidato dalprezzo del gas, che già oggi è il combustibile impiegato dagli impiantimarginali. Inoltre, AZN sta sperimentando un tasso di crescita delladomanda tra i più sostenuti negli Stati Uniti, ed è previsto crescere del3% nei prossimi dieci anni. La crescita è stata così tumultuosa einattesa che il sistema elettrico presenta oggi margini di riserva quasitotalmente erosi. Le autorità statali dell’Arizona, del New Mexico e delNevada, hanno avviato un consistente processo di liberalizzazione, poiin parte rallentato dalla crisi californiana. L’Arizona ha liberalizzatoanche la vendita ai clienti finali, mentre New Mexico e Nevadal’avevano prevista per il 2002 ma l’hanno poi rinviata. Ad ogni modo,AZN è un’area dove vige un fiorente mercato dell’energia all’ingrosso,con un importante punto di delivery a Palo Verde (South California). Ilfabbisogno dell’area, gli alti prezzi dell’energia presumibilmentefortemente correlati a quelli del gas, la deregolamentazione del mercatoall’ingrosso con un delivery point già riconosciuto, la possibilità diesportare verso la California, sono tutti fattori che stanno favorendo ladomanda di nuovi impianti. Secondo NERC, la nuova capacità giàpianificata ammonta a 17,000 MW, esclusivamente, di fatto, in nuoviimpianti CCGTs.

Fig. 40 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICOPER FONTI NELLA SUBAREA AZN, 2001-2010

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010



3. La subarea di minori dimensioni del WSCC è la Rocky MountainPower (RMP), che si estende tra Colorado, West Wyoming, e WestNebraska, con una capacità installata di poco più di 9,000 MW. Ilfabbisogno è in gran parte coperto da produzione a carbone (5,700MW, pari al 63% della domanda complessivamente installata), mahanno una discreta importanza anche la produzione idroelettrica e


quella a gas. L’area sta sperimentando tassi di crescita sostenuti(previsto per il prossimo decennio un tasso di incremento annuo del2.3%), che dovrebbero essere coperti quasi esclusivamente da nuovacapacità a gas per circa 3,200 MW. Gli Stati compresi nell’area hannoun approccio molto cauto alla liberalizzazione: nessuno di essi ha per ilmomento avviato alcun processo di deregolamentazione.

Infine, vi è l’area californiana, che tratteremo a parte (Appendice 1). IlWSCC è quindi un’area estremamente eterogenea, sia dal punto di vistadell’approccio al mercato, sia delle condizioni strutturali dell’area, sia perquanto riguarda gli aspetti regolatori. A fronte di aree più orientate almercato come Arizona, California, Nevada e New Mexico (almeno primadella crisi del 2000), ve ne sono altre che non hanno nessuna intenzione diavviare processo di deregolamentazione. Vi sono aree in strutturaleeccesso di offerta come il NWPP, mentre altre (California e AZN) rischianoshortages di capacità. La distribuzione dei prezzi è abbastanza dispersa;nell’area del NWPP si trovano i prezzi minimi degli Stati Uniti, mentre inCalifornia i prezzi sono tra i più alti del Paese. L’estensione del territorio el’orografia del territorio – in larga parte desertico, in parte montagnoso- ètale da rendere oggettivamente difficoltosa la magliatura della rete ditrasmissione, che è spesso insufficiente. Dal punto di vista di un investitore,comunque, vi sono ampi margini per investimenti in nuova capacitàsoprattutto a gas; l’eccesso di capacità del NWPP è infatti estremamentestagionale, essendo basato su produzione idroelettrica, e difficilmentetrasferibile, date le lunghe distanze e i limite della rete: di fatto, può alleviarela situazione solo della California del Nord. Il WSCC ha quindi necessità siadi nuovi impianti, sia nelle subaree della California e dell’AZN, conprospettive di buoni margini, sia di importanti investimenti nelle reti ditrasmissione, come ampiamente sottolineato dal Summer Assessment2001 di NERC. Effettivamente, sono state avanzate proposte per nuoviimpianti pari a oltre 63,000 MW, che se effettuate tutte eccederebberoampiamente il fabbisogno dell’area. E’ appena da sottolineare che talirichieste non sono state rallentate dalla crisi californiana20.

Fig. 41 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICOPER FONTI NELL’AREA WSCC, 2001-2010

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MW



20 E’ forse da sottolineare che picchi di prezzo elevati non vanno a danno dei produttori, né

dei rivenditori di energia elettrica all’ingrosso: questi infatti ottengono ricavi più elevati. Glieffetti negativi delle crisi di prezzo in ultima analisi ricadono sui consumatori finali e suidistributori, se subiscono un qualche vincolo regolatorio sulle tariffe.


3.10 - L’ErcotL’area di controllo di ERCOT coincide con la Texas Interconnection, checopre praticamente tutto il territorio dell’omonimo Stato. La rete texana èdel tutto isolata dagli altri due macro sistemi statunitensi, in quanto i treutilizzano standard differenti. La rete, di proprietà di diverse utility è gestitadall’ERCOT ISO, che detiene le seguenti funzioni:

- gestisce la programmazione delle risorse e il loro dispacciamento;

- definisce gli standard di affidabilità del sistema;

- stabilisce il fabbisogno di riserve e di servizi ancillari e invita le offerteda parte degli operatori, attraverso un’asta non obbligatoria,

- ha attivato dal gennaio 2002 un mercato per lo scambio di prodottiderivati relativi alle congestioni di sistema;

- non definisce invece alcuna tariffa di trasmissione, che sono stabilitedalle singole utilities, né prezzi per le transazioni di energia.

Dal gennaio 2002 ERCOT è un mercato compiutamente liberalizzato, manon è stata previsto la costituzione di un mercato organizzato per letransazioni spot e forward di energia, che avvengono esclusivamente suimercati OTC. La liquidità del mercato è garantita dalla presenza dinumerosi trader (il Texas è lo Stato di origine di alcuni dei principalioperatori come Dynegy, Williams e la defunta Enron, nati da compagniepetrolifere o distributori di gas), la trasparenza dai price reporter chequotano i prezzi in diversi delivery points.21In sostanza l’ERCOT è un ISO“leggero”, le cui competenze sono una via di mezzo tra i modelli prevalentisulla costa est degli Stati Uniti (che ricordano maggiormente i Gestori delleReti europee) e la contrattazione negoziata per via bilaterale propria dellealtre aree NERC.

Fig. 42 - MAPPA DELL’ERCOT

Fonte: ERCOT

21 La differenza tra i prezzi nei vari punti di consegna prezza implicitamente le congestioni di

rete e permette lo scambio dei prodotti derivati a loro copertura.


Dal punto di vista della struttura dell’offerta, il 55% dei quasi 70,000 MW diimpianti operanti sull’ERCOT utilizzano come combustibile il gas naturale,di cui il Texas del resto è uno dei principali luoghi di estrazione negli USA.La domanda di base tuttavia è soddisfatta in gran parte dai 20,000 MW diproduzione da carbone (15,190 MW) e nucleare (4,800 MW), per cui gliimpianti a gas sono utilizzati per la copertura della domanda intermedia e dipunta.22 Essendo disponibili solo da poco tempo i dati pubblici di prezzoall’ingrosso dell’energia, non è possibile definire la presenza di unacorrelazione dei prezzi tra gas ed energia, ma è ragionevole assumere cheil gas sia in grandissima parte il driver principale dei prezzi e che lo sparkspread possa essere discreto, considerando la media dei prezzi finaliall’utenza (livello simile a quello della Pennsylvania). Ancora più importanteè sottolineare il fatto che la domanda di energia elettrica è prevista crescerea tassi estremamente sostenuti (3% annuo nel prossimo decennio);considerando che il Texas è già lo Stato con il più alto consumo di elettricitàdel Paese, lo sforzo in termini di investimenti per mantenere il livello minimodi margine di sicurezza richiesto dalla FERC (15%) dovrà essere sostenuto.Appare ancora presto per stabilire se ERCOT potrà essere un mercato piùprofittevole per gli impianti di base o per impianti di punta che possanosfruttare gli spikes di prezzo. Tuttavia, l’aumento della richiesta di picco diquasi 18,000 MW (da 56,800 MW del 2001 a 74,000 MW nel 2010)comporta che ben difficilmente anche nuovi investimenti in CCGTs nonsaranno redditizi. Secondo NERC, sono già stati pianificati nuovi impianti agas per oltre 12,000 MW, ma è presumibile che altri ne verranno proposti.ERCOT appare quindi un mercato da monitorare attentamente nel corsodel 2002, al fine di comprenderne le dinamiche e conseguentemente ladirezione ottimale degli investimenti.

Fig. 43 - STRUTTURA DEL PARCO ELETTRICO DELL’ERCOT, 2001

22%

7%

55%

1%0%

14%1%



22 Da sottolineare i quasi 20,000 MW di turbine a ciclo semplice o turbogas, che vengono

impiegate quasi esclusivamente per la copertura dei picchi.


Fig. 44 - EVOLUZIONE DEL PARCO ELETTRICO PER FONTI NELL’ERCOT, 2001-2010

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

MW




Capitolo 4 - I players: utilities, IPPs, EnergymerchantsGli operatori attualmente presenti sul mercato elettrico statunitensepossono essere raggruppati in tre grandi gruppi:

1. le utilities, ossia le società con obbligo di servizio su un’areapredefinita. Le utilities possono essere a loro volta suddivise in InvestorOwned Utilities (IOU), a proprietà e capitale privato, Federal Utilities,Public Utilities e Cooperatives.23 Le IOUs sono, in tutti gli Stati Uniti239 e, per la maggior parte dei casi, si tratta di imprese integrate intutte le fasi della filiera (140 soggetti, tra cui tutte le più grandi). Vi sonocomunque anche soggetti operanti solo in parti della filiera; la maggiorparte di queste (40) opera solo nella generazione e nella distribuzione,senza cioè possedere linee elettriche in alta tensione. Le IOUs sono laspina dorsale del sistema elettrico statunitense. Detengono il 73% dellelinee di trasmissione, e, per quanto riguarda la vendita di energia, dei7,168 TWh scambiati nel 2000 sul mercato elettrico statunitense, leIOUs sono responsabili del 47% delle transazioni globali, anche semaggiormente concentrate nella vendita ai clienti finali (dove hanno unaquota del 72%), mentre minore è la loro quota nel trading puro dovehanno solamente il 20% del mercato24. Le IOUs sono relativamenteconcentrate, in quanto le 20 aziende più grandi provvedono al 43%dell’energia da esse venduta.

2. Gli Independent Power Producers (IPPs) sono quegli operatori chesono attivi unicamente nella generazione: essi non hanno un obbligo diservizio, ma non sono vincolati alla fornitura in una determinata areageografica. Possono vendere energia all’ingrosso su tutto il territorionazionale, mentre la vendita ai clienti finali è loro ammessa solo negliStati ove sia stata liberalizzata la domanda. Essi vendono energia indue modi: o attraverso contratti a lungo termine (PPA, PowerPurchasing Agreement) sulla base di tariffe predefinite se rientrano nelperimetro del PURPA, altrimenti contrattate tra le parti, oppure spot, suimercati centralizzati o via OTC. Sono infine i grandi protagonisti delprocesso di disinvestimento degli impianti, che hanno acquistato dalleutilities (l’ammontare complessivo è stato stimato in circa 90 GW solonel periodo 1997-2000, anche se circa 55 GW sono in realtà cessionieffettuate da utilities a loro sussidiarie specializzate nella generazione).

3. I powermarketers, o Energy Merchants, sono intermediari chemovimentano fisicamente energia (power e/o gas) lungo delle reti ditrasporto al fine di consegnarla a produttori e/o consumatori all’ingrossoe che gestiscono finanziariamente il rischio associato a tale business.Si tratta quindi di attori che uniscono attività di natura industriale conattività più proprie del mondo della finanza25, con l’obiettivo di servire inmaniera globale i propri clienti, che difficilmente sono utenti retail è piùfrequentemente utilities o grandi consumatori. La natura del businessporta queste imprese a gestire fisicamente assets (impianti elettrici oimpianti della rete gas, o anche impianti di trasformazione petrolifera)oppure ad assumere posizioni finanziarie, in base alla natura del clienteda servire, al modello di attività che prediligono intraprendere, allaconvenienza economica relativa delle diverse opzioni. Sono i veri nuoviattori del mercato energetico, non solo statunitense, e hanno

23 In questo studio ci occuperemo solo delle IOUs24 E’ però da sottolineare che diversi powermarketers altro non sono che divisioni di trading

di utilities25 Il che li differenzia profondamente dai trading desk sulle commodities delle banche di

investimento.


profondamente contribuito a rendere maggiormente liquidi gli scambi,sia dal punto di vista fisico che finanziario. Negli Stati Uniti la FERC neha censiti 850, ma solo 160 di essi sono riusciti effettivamente aconsegnare energia nel corso del 2000. Il loro bilancio è chiaramenteda ribaltare rispetto alle IOUs: essi estraggono i loro ricaviprincipalmente dalle attività di trading sul mercato all’ingrosso, checonta quasi per il 70% dell’energia da essi complessivamente venduta,mentre molto minore è il loro volume di vendita agli utenti finali.L’industria degli energy merchants è molto concentrata: al 2000, l’88%delle transazioni era infatti gestita dai primi 20 operatori.

Fig. 45 - VENDITA AI CONSUMATORI FINALI PER CLASSI DI FORNITORI , 2000

74%

2%

24%

IOUs Powermarketers Others

Fonte: EIA

Fig. 46 - VENDITE SUL MERCATO ALL’INGROSSO PER CLASSI DI FORNITORI , 2000

24%

55%

21%

IOUs Powermarketers Others

Fonte: EIA


Tab. 5 - LE PRIME 20 UTILITIES OPERANTI NEGLI STATI UNITI, ANNO 2000

Nome utility Generazionenetta MWh

Tradingtotale MWh

Vendita aiconsumatorifinali MWh

VenditaresaleMWh

VenditaPowermarket

er MWh

Ricavi totali('000 $)

CommonwealthEdison Co 99,683,853 110,773,591 83,500,597 15,419,076 4,068,211 6,847,947

TXU Electric Co94,574,997 106,038,873 95,927,336 2,495,211 866,045 6,206,501

Florida Power &Light Co 76,839,241 94,070,243 84,450,082 2,120,101 1,496,319 6,057,492

PacifiCorp57,544,664 87,330,017 46,605,155 25,032,336 11,283,162 3,230,018

Duke EnergyCorp 81,869,260 86,719,235 74,109,763 6,529,110 908,799 4,634,805

Virginia Electric& Power Co 62,269,185 83,073,914 65,826,104 9,742,110 - 4,510,603

Georgia PowerCo 69,328,069 81,518,439 70,972,000 6,537,777 318,397 4,452,311

SouthernCalifornia EdisonCo

32,383,136 79,032,570 67,206,530 393,800 1,600 7,331,355

Pacific Gas &Electric Co 33,834,631 78,883,826 70,186,749 110,336 76,803 7,229,071

Reliant EnergyHL&P 60,496,311 75,285,852 69,374,552 2,732,346 - 4,483,127

Alabama PowerCo 62,794,354 70,389,885 50,157,204 16,971,081 148,651 3,385,473

PECO EnergyCo 42,054,432 66,789,995 23,593,639 26,571,644 15,237,144 4,095,184

Detroit EdisonCo 52,499,750 59,376,057 49,822,240 5,702,235 - 4,001,758

Carolina Power &Light Co 51,665,192 56,797,612 40,217,290 13,272,154 1,269,717 3,158,368

PPL ElectricUtilities Corp 39,470,951 56,550,265 23,397,070 948,788 30,760,598 3,650,996

PSI Energy Inc32,275,666 56,366,387 26,100,392 10,239,019 18,732,320 2,135,707

Ohio Power Co46,933,555 53,378,937 31,982,889 18,869,866 - 2,048,522

Public ServiceElectric&Gas Co 34,568,422 53,012,299 40,289,444 1,609,558 8,102,062 4,322,799

Cincinnati Gas &Electric Co 27,112,651 48,722,109 20,070,826 11,419,890 16,146,827 2,120,386

Northern StatesPower Co 33,724,560 46,122,679 31,645,688 11,794,258 - 2,266,542

Fonte: EIA


Tab. 6 - I PRIMI 20 POWERMARKETER OPERANTI NEGLI STATI UNITI, ANNO 2000

Nome utility Tradingtotale MWh

Vendita aiconsumatorifinali MWh

Venditaresale MWh

VenditaPowermarket

er MWh

Ricavi totali('000 $)

Enron PowerMarketing Inc 376,497,652 787,892 74,476,635 301,058,106 13,080,613

Aquila EnergyMarketing Corp 236,535,497 - 33,136,676 203,256,548 7,957,016

Southern CoEnergy Mktg LP 211,129,535 - 31,319,038 179,721,908 6,801,690

PG&E EnergyTrading-PowerLP

140,749,928 - 72,929,764 67,820,164 4,469,510

Avista EnergyInc 123,716,182 2,460,916 - 121,255,266 4,126,251

Duke EnergyTradg&MarketgLLC

108,797,865 109,725 34,183,221 74,504,919 15,513,319

Reliant EnergyServices Inc 104,836,670 - 16,138,459 88,682,948 3,737,367

Williams EnergyMktg&Trdg Co 89,328,805 - 43,195,837 46,132,968 3,319,964

Citizens PowerSales LLC 84,913,036 - 21,757,505 63,155,531 2,626,067

ConstellationPower SourceInc

69,787,986 - 22,543,810 46,213,490 2,306,995

El Paso PowerServices Co 67,944,912 - - 67,645,589 1,934,664

DynegyMarketing &Trade Inc

66,622,225 - 1,632,768 64,989,457 2,074,170

Statoil EnergyTrading Inc 66,346,954 - 66,346,954 - 2,109,101

Tractebel EnergyMarketing Inc 61,440,747 - 61,440,747 - 2,190,061

Entergy PowerMarketing Corp 49,927,974 - - 49,927,974 1,811,563

LG&E EnergyMarketing Inc 27,447,751 - 25,576,116 1,307,264 1,064,319

Edison MissionMktg & Trdg Inc 25,170,252 - 14,020,384 11,149,868 308,133

Select Energy23,924,290 2,347,612 19,469,492 2,107,186 530,661

PacifiCorp PowerMarketing Inc 21,063,620 - 4,076,874 16,986,746 638,924

Sempra EnergyTrading Corp 19,348,655 - 7,287,960 12,059,944 608,847

Fonte: EIA

La liberalizzazione del mercato all’ingrosso e il suo rapido sviluppo, che haraggiunto già un valore complessivo stimato in circa 70 miliardi di dollari eche secondo alcuni analisti ha un potenziale nell’ordine dei 200-250 miliardidi dollari nei soli Stati Uniti, comporta opportunità e rischi. Da un lato infattisorgono nuove opportunità di business e la possibilità di espandersi insettori lucrativi uscendo dalla logica del mero servizio pubblico; dall’altrolato la perdita dell’ombrello regolatorio comporta sfide competitive e


maggiore incertezza sui volumi e sui prezzi di vendita e quindi maggiorerischio26. Ciò ha comportato la nascita di nuovi player e lo sviluppo distrategie di business differenziate anche da parte degli incumbents al fine diaffrontare il nuovo ambiente competitivo. Senza la pretesa di essereesaustivi e ovviamente tenendo conto del fatto che i casi reali combinanopiù modelli, si cercherà di identificare i principali modelli di business, le lorotipicità e rischi.

4.1 - I modelli di business presenti nel mercatoL’osservazione delle strategie avviate dalle utilities per fronteggiare il nuovoambiente competitivo permette di identificare quattro modelli di business:1. il primo tipo di strategia comporta la divisione dei business secondo le

fasi della filiera, suddividendo la società precedentemente integratasulla base delle attività sottoposte a regolamentazione (distribuzione) eattività sottoposte a pressione competitiva (generazione e trading sulmercato all’ingrosso). Si tratta del modello forse più comune (applicatotra gli altri da Reliant Energy), che comporta la creazione di due societàradicalmente distinte, l’una strettamente regolata e sottoposta a ricavicerti ma presumibilmente con rendimenti non elevatissimi, mentre lealtre sono sottoposte ai rischi di prezzo e di volumi che sono tipici degliIPPs o dei powermarketers (vedi punti 3 e 4), ma che possono ottenererendimenti elevati. Generalmente, un’utility che segue questo modellodi business si trasforma in una holding che controlla svariatesussidiarie, una per la gestione della distribuzione, una per il trading, euna o più per la gestione degli assets, a seconda della scelta presa perla gestione dei rischi per la vendita dell’energia prodotta (vedi punto 3).All’interno di queste holding sono quindi presenti gli estremi delbusiness elettrico in contesto deregolato.

2. Un secondo esempio è dato dalle società che cercano di massimizzarei ricavi derivanti dai propri assets di generazione sulla base di undeterminato profilo di domanda o su una base di consumatori finali giàesistente (come la texana TXU o come Duke Energy). A tal fine, iltrading è orientato da un lato verso la minimizzazione dei costi operativi,ossia dell’approvvigionamento di combustibile, dall’altro, per quantoriguarda i ricavi dall’output, l’obiettivo è di “garantirli” il più possibileattraverso contratti a lungo termine in gran parte con i distributori,lasciando un ruolo residuale alla parte di trading. Questocomportamento è chiamato in gergo Generation Trading (o gentrading),perché è basato fortemente sugli assets fisici a disposizione – ed èattuato, seppure in forme diverse e meno marcate, anche dai trader“puri”. Questi operatori hanno un comportamento tipicamentestagionale sui mercati all’ingrosso, cercando di essere leggermentelunghi di capacità durante la stagione di picco della domanda, eleggermente corti durante la stagione di domanda bassa, in modo damassimizzare i ricavi dall’output durante i periodi di picco, eminimizzare i costi dell’input durante il periodo off-peak.Sostanzialmente si tratta di un modello di utility integrata, “adattato”parzialmente alle esigenze del mercato libero: il suo rischio ètipicamente “medio”, intermedio tra quello estremamente basso dei puridistributori e quello molto più elevato dei merchant o degli IPPs.Questo modello è replicato molto spesso anche dalle grandi utilitiesintegrate europee (Enel, E.On, RWE, EdF, Endesa, Tractebel che è giàattiva anche negli Stati Uniti).

26 Ciò si riflette in un generalizzato peggioramento del merito di credito delle utilities

statunitensi, che hanno un rating mediano di BBB, contro il AA loro assegnato primadell’avvio della liberalizzazione.


3. Il terzo modello di business è quello degli IPPs puri (negli Stati Unitipossono essere portati come esempi NRG, Calpine, AES). Questisoggetti sono generatori puri, specializzati nella vendita di energiaall’ingrosso. Pertanto sono sottoposti a diversi tipi di rischi: la volatilitàdei prezzi degli input, la volatilità da domanda e stagionalità tipica deimercati elettrici, con tutte le specificità regionali discusse nel capitolo 3,il rischio volume e quindi della sottoutilizzazione dell’impianto. Si trattaquindi di business ad alto rischio, nel 2001 sottoposto a forti pressioninegli USA a causa del calo generalizzato dei prezzi dell’elettricità e dalrallentamento della liberalizzazione a seguito della crisi californiana. GliIPPs tuttavia, pur avendo divisioni di trading, non sono powermarketers:il loro obiettivo è principalmente quello di remunerare l’investimentoeffettuato, vendendo elettricità. A tal fine, gli IPPs statunitensi mettonoin pratica le seguenti strategie:

� Vendere energia il più possibile sulla base di contratti a lungotermine oppure tolling agreements27, in modo da “bloccare”contemporaneamente la fornitura degli input e la venditadell’elettricità (ring fencing).

� Diversificare il portafoglio di impianti, su base geografica e lungola curva di domanda. La diversificazione geografica permette diridurre il rischio insito nell’eccessiva concentrazione su unmercato, cercando inoltre di trarre profitto dalle specificità deimercati locali. Ad esempio, in mercati come l’AZN o il NEPool puòessere efficiente avere domanda di base (attraverso lacostruzione di nuovi CCGTs o l’acquisto di impianti disinvestiti dautilities locali), mentre sul PJM o sull’ECAR è più efficiente avereimpianti di punta. In quest’ottica, è relativamente poco importantese il mercato locale sia deregolato o meno, in quanto questoimpatta più che altro sulla vendita ai clienti finali; più importante èl’analisi della struttura del mercato e delle sue prospettive.Un’altra strategia è quella di costruire un portafoglio di impianti dibase, intermedi e di punta sullo stesso mercato, in modo dautilizzare strategie di massimizzazione congiunta degli impianti.

Ai fini della minimizzazione del rischio tuttavia, non è detto che siaefficiente per un IPP operante sull’intero territorio statunitense inglobaretutti gli assets fisici sotto la stessa società. La leva finanziaria su unportafoglio di impianti potrebbe essere infatti minore che sul singoloasset; inoltre, ripartire gli assets tra più società (Special PurposeVehicles), opportunamente equilibrate, permette di confinare il rischio didefault del singolo investimento senza danneggiare più di tanto lastabilità finanziaria della società madre. La scelta comunque dipendedalla politica finanziaria adottata da ciascun IPP.

4. L’ultimo modello di business è quello degli energy merchant Questinascono nel corso degli anni ’90, o come spin-off di IOUs, o, piùfrequentemente, dall’espansione nel mercato elettrico avviata daoperatori del settore idrocarburi (gas e petrolio) dove da tempo ilmercato è liberalizzato (ne sono esempi Dynegy, sussidiaria di ChevronTexaco, Williams e la stessa Enron, in origine puri distributori di gas,Sempra Energy, sussidiaria di una compagnia petrolifera indipendentee Aquila Energy, sussidiaria di una utilitiy).L’attività degli energy merchant è quella tipica delle attività diintermediazione che punta a servire in maniera complessiva il cliente

27 Sono chiamati tolling agreements quei contratti stipulati tra un generatore e una

controparte, la quale si occupa di ritirare l’energia prodotta e di fornire il combustibileall’impianto sulla base di quantità, prezzi e condizioni predeterminate nel contratto. Inquesto modo il rischio di prezzo è trasferito al toller, (normalmente un soggetto dotato diuna base clienti e in grado di gestire il rischio approvvigionamento), mentre l’IPPs sioccupa della gestione operativa dell’impianto.


finale, garantendo sia la fornitura del bene richiesto (petrolio e derivati,gas, elettricità), sia gestendo il rischio di approvvigionamento e diprezzo al posto del cliente stesso, previa adeguata remunerazione.Conseguentemente, gli energy merchant hanno una doppia natura dioperatori nel campo dell’energia che operatori finanziari. Gestisconoposizioni fisiche (assets o posizioni contrattuali acquisto il beneprodotto da altri) in modo da gestire il rischio approvvigionamento,integrando fisicamente o per via contrattuali i mercati degli input(idrocarburi) e dell’output (elettricità); e insieme, gestiscono il rischio diprezzo per conto del cliente, con opportune pratiche di riskmanagement.La doppia natura degli energy merchant è ancora più chiara se sivanno ad analizzare come essi operano sui mercati al fine di estrarreprofitti dalle loro attività. Essi infatti si basano sulla fornitura fisica delbene ai loro clienti e sulla forte presenza sui mercati all’ingrossodell’energia per estrarre margini tramite:Arbitraggio, ossia profitto privo di rischio tramite lo sfruttamento diasimmetrie informative di natura “industriale” (congestioni di rete, fuoriservizio di centrali, forte fabbisogno della domanda28) o“regolamentare” (ossia le differenze di normativa nelle diverse areedegli Stati Uniti);Speculazione vera e propria, ossia profitto con rischio derivante dallaview di certe situazioni di mercato29, tendenzialmente effettuata suimercati spot (Borse);Vendita di prodotti strutturati, ossia di combinazione di prodotti fisici efinanziari venduti a premio rispetto ai singoli contratti, in quantogarantiscono al cliente la doppia copertura del rischio30.Inoltre, il trasferimento del rischio dal cliente all’intermediario determinala dotazione di strumenti, metodi e risorse per la gestione del rischioestremamente sofisticati. I mercati delle commodities hannocaratteristiche tali da rendere la gestione del rischio molto più

28 Esempi di arbitraggio “industriale” è dato dalla creazione di posizioni lunghe sui mercati

che hanno fabbisogno di domanda di base e presentano uno spark spread tale dagarantire la redditività di forniture a lungo termine. Possedere un impianto di base, oavere disponibilità a medio lungo termine di energia prodotta da altri da consegnare suquesto mercato garantisce ricavi certi.

29 Un esempio di utilizzo speculativo addirittura di assets fisici è dato dall’impiego di impiantidi punta, da utilizzare in maniera strategica sui mercati più volatili, quando si presume chevi sarà un picco di prezzo. Il loro utilizzo è simile all’esercizio di un’opzione “reale”, daesercitare quando nel mercato locale in cui è collocato l’impianto si verificano picchi diprezzo tali da superare i costi complessivi di esercizio dell’impianto stesso. In questi casidiviene conveniente mettere in esercizio l’impianto, ed ottenere così un margine sulleattività.

30 Sono esempi di contratti strutturati:- Tolling, ossia un contratto attraverso il quale un produttore trasferisce il rischio dimercato di una centrale al merchant, trattenendo solo il rischio operativo. Il merchantpaga al detentore dell’assett un “affitto” per l’utilizzo della centrale acquisendo così unaposizione lunga sullo spark spread- Load following: l’energy merchant fornisce al cliente finale la propria curva istantanea diprelievo facendosi carico del rischio volume dell’utilizzatore. Tale servizio può esserefornito grazie alla integrazione tra le posizioni fisiche in asset e di trading sui mercati abreve.- Generation Insurance l’energy merchant si impegna a vendere al generatore una certaquantità di potenza, a premio, entro un certa data per immunizzare la centrale daeventuali fuori servizio non programmati- Prodotti bundled ; si tratta di pProdotti integrati fisico-finanziaria (consegna fisica piùcopertura rischio di prezzo attraverso opzioni, swap, collar, basket contracts


complessa che quella di prodotti finanziari tradizionali come cambi etassi; ciò nonostante, l’utilizzo del mark to market accounting, del VARe dell’analisi della volatilità sono entrati ormai nel gergo comune deimercati energetici e sono ormai riconosciuti come accorgimentinecessari per evitare eccessive esposizioni al rischio.Il mercato elettrico inoltre, sia per alcune caratteristiche specifiche, siaper la sua novità31, è particolarmente rischioso. Il difficile controllodella volatilità dei mercati delle commodities energetiche porta glienergy merchants, in maniera quasi naturale, a trovare strumenti dicopertura fisica (“iron hedge”), sui due lati dello spark spread.Gli energy merchants, dopo il boom della metà degli anni ’90, sono almomento sotto pressione a seguito del collasso di Enron e quindi dellagenerale preoccupazione degli operatori finanziari relativamente allasolidità del business, e a causa di un generalizzato calo dei profitti nelmercato elettrico statunitense, dovuto alla riduzione dei prezzidell’energia elettrica nel corso del 2001. Ciò ha determinato la messasotto osservazione di molti operatori da parte delle società di rating,che nel corso del 2001 hanno in media abbassato il merito di credito diquesti operatori. In realtà, l’industria degli Energy Merchant harappresentato in questi anni un esempio di nuovo business, che haportato alla nascita di attività difficilmente classificabili nei vecchiconfini del trading di commodities piuttosto che delle attività finanziarieprima. Il collasso di Enron, come vedremo nell’Appendice 2, evidenziainnanzitutto la presenza di una lunga serie di pratiche illeciti più che ilfallimento di questo tipo di business; è indubitabile che ciò è statafacilitata dal fatto che gli energy merchant hanno caratteristiche diassoluta novità, e quindi le autorità di regolamentazione si sono trovatein ritardo a identificare, soprattutto, corrette pratiche di accounting.E’ presumibile che la reazione delle autorità e dei mercati implicheràuna più stretta regolamentazione di queste attività, un certoconsolidamento dell’industria e maggiore prudenza gestionale. Adessere favoriti dovrebbero essere gli operatori:� dotati di maggiore capacità di gestione del rischio, il che, in

presenza di mercati ancora molto immaturi, dovrebbe favorire glioperatori che possiedono assets fisici sui diversi mercati cheintegrino la catena input-output della produzione elettrica;

� gli operatori dotati di maggiore trasparenza contabile, e quindi ingrado di affrontare le prevedibili restrizioni regolamentari e lamaggiore richiesta di trasparenza da parte dei mercati che nelprossimo futuro che diventa sempre più cruciale per i soggettioperanti nel mercato delle commodities .

31 Il mercato è ancora poco profondo, le posizioni superiori ai due anni non essendo

praticamente scambiate: la curva di duration è quindi molto breve, il che aumental’esposizione al rischio.


Tab. 7 - RATING DI ALCUNI IMPORTANTI OPERATORISTATUNITENSI DEL MERCATO ELETTRICO, FEBBRAIO 2002

Società Modello Business Rating Watch

AEP Utility integrata A- StableAES IPP BB Negative

Allegheny Energy Utility integrata BBB+ StableAquila Energy Energy Merchant BBB Stable

Calpine IPP BB+ StableDominion resources Utility BBB+ Stable

Duke Energy Utility – Energy Merchant A+ StableDynegy Energy Merchant BBB+ Negative

Edison Mission Energy Merchant BBB- StableEl Paso Utility – Energy Merchant BBB+ Stable

Entergy Koch Utility – Energy Merchant A StableMirant IPP BBB- StableNRG IPP BBB- Stable

PG&E National Energy Utility integrata BBB StableReliant Energy IPP – Energy Merchant BBB+ Negative

TXU Utility – Energy Merchant BBB+ StableWilliams Energy Energy Merchant BBB+ stable

Fonte: Standard and Poor’s


Capitolo 5 - Casi studioIn questo capitolo viene affrontata la descrizione di alcune società cherappresentano esempi concreti delle tipologie di business descritte nelcapitolo 4. Le società che vengono descritte sono Entergy per quantoriguarda le utilities integrate, Duke Energy per le utilities che operano comegentrader, Calpine per gli IPPs e Dynegy Corp., per quanto riguarda glienergy merchant.

5.1 - Le utilities integrate: EntergyEntergy è per molti aspetti la classica utility integrata statunitense. Essa ècostituita da una holding, una delle 15 rimaste in tutti gli Stati Uniti a seguitodel PUHCA, e da cinque utilities integrate con obbligo di servizio pubblico,operanti tutte nella subarea del SERC che porta lo stesso nome diEntergy32. L’area servita da Entergy è abbastanza ampia: la societàgestisce circa 26,000 km di linee di trasmissione, serve oltre 2.6 milioni diclienti finali e gestisce oltre 27,000 MW di impianti, principalmente a gas, acarbone e termonucleari. Inoltre tutta l’area SERC, e quindi anche ilterritorio servito da Entergy, non è deregolata, anche se, come in tutti gliStati Uniti, lo è il mercato all’ingrosso – il Platt’s quota infatti un Entergy Hubsulle proprie pubblicazioni statunitensi. I consumatori finali non hannopertanto la possibilità di scegliere il fornitore, e sono quindi un mercatocaptive di Entergy.

Fig. 47 - CAPACITÀ DEGLI IMPIANTI DI GENERAZIONEDI ENTERGY PER COMBUSTIBILE, 2001

6,189

4,643

9,504

70

6,86967

coal nuke gas hydro dualfuel oil

Fonte: NERC

Entergy quindi ha la gran parte del proprio business operante secondo iprincipi tradizionali del sistema elettrico statunitense. Tuttavia ha sviluppatouna nuova area di business, attraverso l’acquisizione di uno dei maggioritrader di commodities statunitensi, la Koch. Il nuovo soggetto, EntergyKochTrading, è un trader integrato in tutte le commodities (gas, petrolio,elettricità, ma anche metalli) ed opera sia sul mercato statunitense che inquello europeo. Per quanto riguarda in particolare il mercato elettrico,EntergyKoch può basarsi sull’ampio ed equilibrato parco termoelettrico che

32 Le cinque utilities sono Entergy Arkansas, Entergy Mississippi, Entergy Lousiana, Entergy

New Orleans ed Entergy Texas.


gestisce nel mercato americano33. Entergy intende applicare la medesimastrategia anche sul mercato europeo, dove intende sta cercando dicostruire alcuni impianti in vari paesi europei, con cui applicare strategie diiron hedge rispetto alle posizioni assunte dalla società di trading.

Il business caratteristico di Entergy presenta quindi, per la gran parte,caratteristiche di bassa rischiosità, in quanto è basato su attivitàverticalmente integrate in mercati non deregolati. Anche l’espansione nelleattività di trading è stata compiuta con cautela, scegliendo un partner digrande esperienza e fondando l’attività sugli assets fisici, come dimostra ilrating di EntergyKoch (A), veramente alto per una società di trading:caratteristiche di maggiore rischiosità presenta invece l’investimento inEuropa, dove la base di assets è ancora da costruire. Chiaramente, questomodello di business presenta come massima incognita la liberalizzazionedella vendita ai consumatori finali, che potrebbe far perdere parte delmercato captive alle attività ora regolate.

5.2 - Un esempio di gentrader: Duke EnergyDuke Energy è un buon esempio di una utility tradizionale che si è evolutain modo da sfruttare le opportunità garantitele dalla liberalizzazione delmercato all’ingrosso, impiegando e accrescendo il proprio parco digenerazione e i servizi ad essi collegati facendo leva sulla propria base diclienti e/o il profilo di domanda da servire. Duke Energy ha il suo corebusiness come utility integrata classica (chiamata Duke Power), con basein North Carolina (area SERC), dove serve oltre due milioni di clienti,possiede le linee di trasmissione e circa 19,700 MW di impianti digenerazione. Quest’ultimo è estremamente equilibrato, in quanto ladomanda di base è garantita dalla produzione nucleare (7,000 MW dicapacità, quasi il 50% della produzione) e a carbone (8,300 MW), mentre ladomanda di punta è garantita da 2,600 MW idroelettrici, di cui 1,670proveniente da impianti di pompaggio, nonché da circa 1,800 MW diimpianti dual fuel.

Fig. 48 - CAPACITÀ DEGLI IMPIANTI DI DUKE POWER PER COMBUSTIBILE, 2001

8,299

6,996

1,784

2,590

Coal Nuke Dual fuel Hydro

Fonte: Duke Power

33 La domanda di base è garantita dagli impianti nucleari e a carbone, che assommano più

di 11,000 MW, mentre la produzione intermedia e di punta è fornita dagli impianti dual fuele a gas, che complessivamente riguardano altri 15,500 MW di capacità.


Sulla base di questo business ancora totalmente regolato, non essendoliberalizzata la domanda nella regione SERC, Duke Energy ha cominciato asviluppare anche le operazioni sul mercato all’ingrosso, aprendo una seriedi sussidiarie controllate al 100%, le principali delle quali operano come IPP(Duke Energy North America – DENA) e come trader su tutti i mercati dellecommodities energetiche (Duke Energy Merchan – DEM).

Per quanto riguarda DENA, attualmente sono già operativi oltre 6,600 MWdi impianti, mentre altri 6,400 MW sono in costruzione.34 La strategia disviluppo dell’IPP sussidiario di Duke Energy è semplice e interessante, inquanto basata sulla focalizzazione sui mercati regionali in base al tipo didomanda da essi espressa. Ciò ha portato DENA a costruire ben 1,280MW di picco nel Midwest, dove la rigidità della domanda e la scarsità dicapacità di punta erano stati due tra i fattori che avevano contribuito allacrisi energetica del 1998; nel Sud Est – regione confinante con l’area didistribuzione di Duke, il che facilita il gentrading in quanto è un’areaintegrabile con il parco di generazione di Duke Power - e in California sonostati privilegiati impianti di base a gas, data la necessità di questo tipo dicapacità. Infine DENA è entrata nel NordEst con impianti in grado disfruttare i prezzi elevati dell’energia.

Tab. 8 - IMPIANTI ESISTENTI E IN COSTRUZIONE DA PARTE DI DENA (2002)

Impianti esistenti Under construction4

North east1 1036.6

Midwest2 1403.5 Midwest 1260

South Eastern 870 South Eastern 1860

WSCC3 3315 WSCC 3280

1 di cui 980 MW CCGT, il resto impianti da inceneritori di rifiuti2 di cui 1,280 MW impianti a gas di picco (1+1)3 di cui 2,470 MW attualmente fermi per repowering4 tutti gli impianti attualmente in costruzione sono CCGT di base (2+1)Fonte: DENA

In conseguenza di una struttura di generazione fortemente orientatainnanzitutto al primario fabbisogno della domanda locale, la società ditrading DEM, che fornisce servizi relativi alle diverse commodities, èfortemente coperta dal lato degli assets (Duke possiede anche società ditrasporto del gas) e può applicare strategie abbastanza aggressive, chel’hanno portata ad essere il secondo trader statunitense nel mercato delgas e il terzo in quello elettrico – secondo alcuni l’erede di Enron.Nonostante sia un operatore importante nell’energy merchant, il suocarattere di azienda sviluppatasi intorno al servizio pubblico e le suecaratteristiche di gentrader la fanno percepire dal mercato come un’aziendaa medio rischio, in quanto al suo interno bilancia i rischi del mercato IPP edel trading con le attività regolate, dimostrato anche dal rating A assegnatolida Standard and Poor’s.

5.3 - Gli IPPs: CalpineCalpine è un buon esempio di Independent Power Producer, nato in tempirecenti (la fondazione risale al 1984), al fine di sfruttare dapprima leopportunità sorte a seguito del PURPA e poi dell’apertura del mercatoall’ingrosso dell’energia. L’IPP californiano è, difatti, praticamente un puro

34 I progetti in sviluppo riguardano ulteriori 9,000 MW di impianti.


generatore, privo completamente di asset nella trasmissione e senzaobblighi di vendita ai clienti finali, ma con una presenza diffusa in tutto ilterritorio statunitense (anche se maggiormente concentrata in California eTexas). Il parco termico complessivamente già operativo è di circa 9,700MW (se si considera la capacità di picco), cui sono da aggiungere 837 MWdi impianti geotermoelettrici installati in California35.

Fig. 47 - MAPPA DEGLI IMPIANTI DI CALPINE NEGLI STATI UNITI, 2001

Fonte: Calpine

La specificità di Calpine sta nell’essere operatore interessatoesclusivamente alla generazione tramite cicli combinati a gas, sia di base(2+1) che utilizzabili anche per la produzione di punta (1+1), oltre chetramite le steam turbines sempre a gas. Il prepotente sviluppo del mercatoall’ingrosso dell’energia, le prospettive di rinnovamento massiccio del parcoelettrico americano (250 GW entro il 2010, secondo alcuni analisti),avevano spinto Calpine a proporre un piano di investimenti veramentenotevole, che avrebbe dovuto portare ad una capacità complessiva di70,000 MW, 10,000 dei quali per la produzione di punta. Tale piano è statofortemente ridimensionato, a causa della discesa dei prezzi dell’elettricitànel 2001, della percezione di un rischio di overbuilding qualora tutti gliimpianti proposti fossero stati costruiti, e della maggiore difficoltà per gliIPPs ad ottenere risorse nel mercato del credito36. Pur a fronte delridimensionamento del piano di investimenti (sono stati cancellati tutti iprogetti non ancora avviati) Calpine resta comunque l’operatore con il pianodi espansione maggiore negli Stati Uniti. Sono già in costruzione circa15,000 MW, la gran parte costituiti da capacità di base in California e inTexas, ma anche in Canada, Florida, Lousiana e nell’area SERC; altri15,000 MW sono in via di sviluppo. Anche se solo i progetti già in

35 Grazie alla capacità posseduta in California, Calpine è il più grande operatore

geotermoelettrico al mondo.36 Tipicamente i puri developers hanno necessità di attivare una leva finanziaria consistente

per finanziare i propri progetti, in quanto non hanno, come le utilities integrate, una baseclienti dalla quale ottenere alti volumi di liquidità: hanno quindi maggiori difficoltà afinanziare gli investimenti tramite equity o addirittura tramite cash.

Texas: 2,526 MW

California:2,336 MW

SERC+FERC: 1,830MW

North East + Midwest:2,462 MW


costruzione fossero condotti a termine, ciò renderebbe Calpine uno deimaggiori produttori di energia elettrica negli Stati Uniti.

Tuttavia, è da sottolineare che, come anche gli altri IPPs statunitensi, sia iltitolo che il rating di Calpine sono fortemente sotto pressione. Il corsoazionario è sceso del 75% rispetto ai massimi del 2001 (da 60 $ ora èscambiato intorno ai 6-7 $), mentre il rating assegnato da Standard &Poor’s è molto basso (BB). Le motivazioni di questo attuale scarsoapprezzamento del mercato, a parte la crisi di fiducia innescata dal casoEnron, sono sostanzialmente due: la percezione di un’eccessiva rischiositàdi un business incentrato unicamente sulla vendita di energia all’ingrosso el’eccessiva leva finanziaria utilizzata per crescere sul mercato37. Calpineutilizza come strategia per ridurre il rischio tipico della sua area di business:

� la diversificazione geografica, tentando di cogliere le differenze diprezzo sui vari mercati e il fabbisogno relativo dei mercati locali: ciò haportato Calpine ad investire nel Nord Est, dove i prezzi sonoparticolarmente elevati, oltre che in California, Texas, area SERC,Midwest, dove vi è maggiore fabbisogno di nuovi investimenti a causadei modesti margini di capacità;

� l’integrazione nel mercato dei combustibili, dove tramite l’acquisizione diuna società di produzione e trasporto di gas (Sheridan), possiede circa35 bcm di riserve, che sono negli Stati Uniti un ammontare significativo.Calpine intende utilizzare questo gas per auto approvvigionare i propriimpianti in California;

� un’attività di trading di natura non speculativa, cioè relativa alla solaparte di produzione fisica che la società non riesce a contrattare alungo termine, al fine di minimizzare il rischio di volatilità di prezzo.

E’ probabile che il mercato stia scontando in questa fase l’eccesso dientusiasmo che tra il 1996 e il 2000 ha spinto molte società a effettuarefaraonici piani di investimenti finanziati quasi esclusivamente da debito.Tuttavia, il fattore principale su cui valutare gli investimenti di Calpine, comepure degli altri IPPs, è dato dalla struttura del mercato locale su cui taliinvestimenti sono proposti, come mostrato nel capitolo 3.

5.4 - Gli energy merchant: DynegyDynegy è uno dei primi quindici operatori statunitensi nel Power Marketing,e tra i primi dieci anche tra gli operatori presenti nel marketing del gas. E’salita recentemente all’onore delle cronache a causa della sua proposta diacquisizione di Enron, nel novembre 2001, poi abbandonata nel mesesuccessivo a seguito dell’abbassamento del rating di Enron da parte diMoody’s allo status di junk, che ha dato il colpo finale alla parabola dell’ex-colosso del trading statunitense. Dynegy è attualmente coinvolta in unadoppia causa con Enron; quest’ultima ha accusato l’acquirente di avereabbandonato il bid di acquisto al fine di eliminare un suo concorrente dalmercato, mentre Dynegy si è rivolta alla magistratura al fine di vederericonosciuto l’esercizio di un’opzione per l’acquisto di una pipeline di gas diproprietà di Enron, che una clausola contrattuale della proposta di acquistoponeva come “merce di scambio” in cambio dell’immediato versamento diliquidità per 1.5 milioni di dollari, versamento regolarmente effettuato.

37 Vi è poi un problema specifico dato dall’incertezza sui contratti a lungo termine stipulati a

fine 2000 tra i distributori californiani (ossia dallo Stato Californiano) e i generatori. Talicontratti, stipulati in un periodo di alti prezzi, garantiscono a Calpine buoni rendimenti inquesta fase di prezzi calanti: tuttavia, lo stato Californiano è intenzionato a rinegoziarli, ilche potrebbe creare pressione sul bilancio di Calpine.


Aldilà del suo coinvolgimento nelle cronache del peggiore fallimento dellastoria statunitense, Dynegy è un caso interessante perché è esemplificativodell’evoluzione di società tradizionalmente regolate in settori energeticidiversi da quello elettrico, verso modelli di business più orientati al mercato.Dynegy è anche l’esempio di un modello di trading simile per molti versi aquelli del puro energy merchant, ma basato su una cultura aziendale più“tradizionale”, fondato cioè su una forte componente di copertura tramiteassets fisici.

Dynegy nasce nel 1984 dalla fusione di diversi distributori di gas texani, conil nome di US Natural Gas Clearinghouse Ltd. Fino al 1994, è una societàoperativa esclusivamente nel settore gas, e la sua principale operazioneconsiste nell’acquisizione di una serie di impianti di NGL (Natural GasLiquid)38. Solo nel 1994 comincia a muoversi nel mercato all’ingrossodell’elettricità, dapprima come puro trader. Il salto dimensionale vieneeffettuato a seguito della presa di controllo da parte di Chevron, una dellemajor petrolifere statunitense39, nel 1996, tuttora l’azionista di riferimento diDynegy con il 25.1% delle azioni. Dynegy quindi comincia ad operare cometrader integrato in tutti i mercati delle commodities. A questo fine, e perrafforzare la propria posizione sul mercato elettrico statunitense, si dotarapidamente di un portafoglio di assets elettrici, acquisendo anche un’utilityintegrata nel 2000 (Illinova, operante nello stato dell’Illinois) che porta indotazione oltre 4,000 MW di impianti di generazione.

Attualmente Dynegy conta circa 11,000 MW di impianti di generazionesparsi sul territorio statunitense40; è dotata di una rete di trasmissione inalta tensione nel Midwest che trasporta e vende elettricità ai clienti finali(tramite tariffe regolate) per circa 20 TWh all’anno; possiede un portafogliodi infrastrutture di trasporto di gas in tutto il territorio statunitense pari a14,000 km di pipeline41; possiede 33 impianti di processamento di NGL e,tramite Chevron-Texaco, è un operatore importante sul mercato petroliferointernazionale.

Fig. 48 - MAPPA DEGLI IMPIANTI DI DYNEGY NEGLI STATI UNITI, 2001

California

1,421 MWNevada

43 MW

Washington

21 MW

Illinois

4,190 MWKentucky

500 MW Michigan

62 MW

New York

1,700 MW

Virginia

170 MW

North Carolina

800 MW

Georgia

650 MWLousiana

315 MW

Texas

945 MW

Fonte: Salomon Smith Barney Equity Research 38 Si tratta di un processo industriale volto a creare distillati come etilene, polipropilene e di

gas naturale in forma liquida tramite un processo di raffinazione del petrolio greggio.39 Attualmente Chevron, dopo l’acquisizione di Texaco è la quarta compagnia petrolifera

mondiale.40 A questi vanno aggiunti circa 4,000 MW gestiti attraverso contratti di tolling.41 Per fare un raffronto, la rete di distribuzione in alta pressione di proprietà di Snam Rete

Gas sul territorio italiano, una delle più grandi d’Europa, assomma a circa 27,000 km.


Anche nel suo sviluppo internazionale42 Dynegy ha seguito un modelloasset-based; nel 2001 ha infatti acquistato in UK LNG Company e BGStorage Facilities, le società che gestiscono l’unico impianto LNG presentein UK e la rete di servizi di stoccaggi inglese, sulla base di tariffe regolate daOFGEM (il regolatore britannico).

Dynegy è quindi sì un energy merchant, in quanto circa il 70% dei suoiricavi provengono dallo scambio di energia sul mercato all’ingrosso, ma:

- è fortemente basato sugli assets fisici ed opera anche in settoristrettamente regolati (Illinova, la rete di trasporto di gas in USA, UKLNG e BG Storage), che fungono da cash cow per le attività di tradingdell’azienda. In altri termini, gli impianti termoelettrici non sono impiegatiunicamente come opzioni reali da esercitare quando i prezzi salgono,come invece suggerisce il modello più aggressivo di trading, mavengono utilizzati anche in maniera tradizionale a fini tariffari e dicreazione di posizioni lunghe fisiche;

- ha un approccio storicamente non aggressivo ai mercati. Dynegy non èmai stato il first mover in nessuno dei mercati in cui è entrata;anch’essa è dotata di una piattaforma online (DynegyDirect) creataperò qualche anno dopo la piattaforma Enron e l’ICE (InternationalCommodities Exchange), che sta avendo, dopo il fallimento di Enrononline, buoni risultati. E’ entrata anch’essa, come Enron, nel tradingdelle frequenze a banda larga, ma investendo meno soldi di quantoabbia fatto Enron.

Dynegy è quindi un energy merchant, è non esclude elementi speculativinel suo business model; tuttavia è basata su un approccio tradizionaleall’industria. Secondo molti si tratta della filosofia cui tenderà al mediotermine l’industria merchant statunitense, cui vengono dati comunque ampimargini di crescita sia in USA che in Europa. E’ certo che il collasso diEnron ha reso maggiormente incerte queste previsioni, ed è presto peraffermare che questo sia il modello vincente e Dynegy il player vincentenegli Stati Uniti. E’ da ricordare infatti che, pur in presenza di una strutturache sembra più solida di quella di Enron e di altri concorrenti, il rating diDynegy è decisamente modesto (BBB- per Standard & Poor’s, appena unnotch sopra il junk level secondo Moody’s), a causa di una situazionefinanziaria affaticata dalla campagna di acquisizioni e dai dubbi sullasoluzione delle controversie giudiziarie con Enron. Tuttavia Dynegy è stato ilprimo operatore a procedere rapidamente ad un riassetto finanziario dopola crisi di Enron e, soprattutto, può contare sulla presenza come casa-madre del colosso petrolifero Chevron-Texaco per rafforzare la suasituazione finanziaria.

42 Dynegy è presente soprattutto in Europa, dove ha un trading desk a Londra ed uno in

Germania, e dove ha uffici commerciali in Italia, Svizzera, Paesi Bassi, Spagna.


Appendice 1 - La crisi californiana

La California tra giugno 2000 e maggio 2001 ha sperimentato una delle piùprolungate crisi sistematiche del settore elettrico in un paeseindustrializzato negli ultimi anni. Sono stati frequenti sia gli shortage dicapacità produttiva che hanno procurato blackout e razionamento deiconsumi, sia crisi di prezzi dell’energia all’ingrosso, che hanno condotto leprincipali utilities di distribuzione alla bancarotta. Tutto ciò ha portato allasospensione del processo di liberalizzazione così come era statoinizialmente definito e, in generale, ha riaperto il dibattito sull’opportunità diaprire i sistemi elettrici alla concorrenza.

La crisi del sistema elettrico californiano è dovuto ad una molteplicità difattori, in parte riconducibili ad una liberalizzazione poco attenta delsistema. In questa appendice cercheremo di identificare i fattori alla basedella crisi californiana, al fine di identificare quali possono essereconsiderati strutturali, quali possono essere ripetibili in altri sistemi elettrici,e infine quali possono essere considerati endogeni al sistema californiano

Background: il sistema elettrico californianoIl sistema elettrico californiano è stato storicamente gestito da tre grandiutilities integrate, la Pacific Gas and Electric (PG&E), la Southern CaliforniaEdison (SCE) e la San Diego Gas and Electric (SDGE). Il parco digenerazione è fortemente sbilanciato sul gas ed ha una consistente quotadi produzione idroelettrica: dei 56 GW di capacità installata infatti, 18,000MW, di cui 10,000 da impianti dual fuel che in realtà utilizzano quasi sempregas a causa degli stringenti vincoli ambientali, utilizzano il metano comecombustibile primario. La produzione di base è garantita da impianti acarbone per 4,400 MW circa, nucleare per circa 5,300 MW, perlopiùposizionati nel sud della California, verso il confine con l’Arizona. A nordinvece vi è una consistente produzione idroelettrica (oltre 14,000 MW). Ladomanda elettrica si è mantenuta su tassi di crescita sostenuti per tutti glianni ’90, a causa del boom economico, con tassi di crescita medi annuiintorno al 3%. La domanda al 2001 stimava il picco sui 53 GW, il checomporta un margine di riserva molto basso al sistema, di poco superiore al4%. Il sistema lato generazione quindi si trova al momento al suo limite dicapacità.

Dal punto di vista della rete, la California è interconnessa verso il Sud Estcon la regione dell’Arizona e verso nord-ovest con gli Stati di Washington,dell’Oregon e con il Canada. La rete californiana presenta poi un importantecollo di bottiglia tra Los Angeles e S.Francisco che limita il transito dienergia sull’asse nord-sud.

Il sistema elettrico californiano presenta alcuni elementi strutturali difragilità:

1) la generazione elettrica è sottoposta a forti fluttuazioni nei livelli, acausa della sua dipendenza, soprattutto al Nord, dalla produzioneidroelettrica. In anni di scarsa piovosità, il sistema rischia di esseresistematicamente “corto” di energia;

2) il sistema californiano è fortemente dipendente dalle importazioni, e alsuo interno i transiti di energia sono limitati. Storicamente, il SudOvestdella California importa energia (nucleare e carbone) dall’Arizona pertutto l’anno, mentre importa dagli Stati del NordOvest durante laprimavera e l’estate, quando i grandi bacini idroelettrici di quest’areasono colmi. Durante il periodo di picco tuttavia l’eccesso di produzioneidroelettrica non può essere trasportato dal Nord al Sud del paese acausa della strozzatura della rete, e parimenti, la produzione


termoelettrica del SudOvest non può essere indirizzata verso Nord inperiodi di siccità;

3) il sistema ha sofferto di un’insufficienza di investimenti a partireall’incirca dal 1983, anno in cui è stato costruito l’ultimo impiantonucleare nell’area; inoltre gli impianti a carbone e ad olio sono statifortemente limitati nel loro utilizzo, a causa dell’innalzamento dei limitialle emissioni;

4) il sistema è fortemente dipendente, in termini di prezzi, da quello delgas, e quindi dalle sue fluttuazioni.

Fig. 49 - MAPPA DELLA RETE CALIFORNIANA

Fonte: CAISO


Fig. 50 - IL MERCATO ELETTRICO CALIFORNIANO, ANNO 2000

Fonte: CAISO

Per quanto riguarda la regolamentazione del settore, nel settembre 1996, loStato californiano licenziava la legge per la liberalizzazione del settore (AB1890), considerata una delle più avanzate e coraggiose al mondo. A partiredall’1 gennaio 1998:

� La gestione della rete elettrica passa ad un ISO approvato dalla FERC(Caiso). La proprietà resta delle utilities.

� La domanda viene totalmente liberalizzata.

� È istituito un mercato non obbligatorio per lo scambio dell’energiaall’ingrosso, gestito dall’ISO (chiamato CalPX). Il CalPX gestisce unmercato per l’energia del giorno prima (Day Ahead Market), un mercatodi aggiustamento (Hour Ahead Market) un mercato per il bilanciamento(Real Time Market) ed un mercato per la riserva e i servizi ancillari,sulla base di prezzi zonali43. Tra le peculiarità della regolamentazionedel CalPX vi sono l’obbligo per le utilities di approvvigionarsi in Borsa (alfine di garantire la liquidità al mercato), un tetto di 750 $/MWh suimercati forward e di 500 $/MWh sui mercati della riserva e la mancanzadi un capacity payment (o whole-make payment) sul modello degli altrimercati statunitensi.

� Viene introdotta una Competition Transition Charge (CTC) a recuperodegli stranded costs a favore delle utilities, applicata fino al 2006, parialla differenza tra tariffe e prezzo sul mercato all’ingrosso (supposto piùbasso del prezzo finale di vendita). Il recupero della CTC è subordinato

43 La differenza di prezzi tra le zone definisce i costi di trasmissione e di congestione.


all’accettazione delle tariffe amministrate, definite dalla CPUC(California Public Utilities Commission), che per il 1998 venivanotagliate in media del 10%.

� È imposto un obbligo di cessione da parte delle utilities degli impiantitermoelettrici, tranne quelli a carbone: verranno ceduti circa 20,000 MWdi impianti, a Calpine, AES, Duke, Dynegy, Reliant, Mirant.

Fino al maggio 2000, cioè per quasi due anni, considerando che il CalPXiniziava ad operare nell’aprile 1998, il sistema funzionava correttamente. Dagiugno 2000, cominciavano a comparire i primi picchi di prezzo insieme ablackout e a sistematiche situazioni di allarme nel sistema. La situazioneprecipita in fretta. Il prezzo medio di fornitura sul CalPX si stabilizza suprezzi altissimi, sistematicamente oltre i 100 $/MWh; la situazionefinanziaria delle utilities si deteriora rapidamente, essendo queste costrettea pagare le forniture all’ingrosso quattro o cinque volte il prezzo chepossono scaricare in bolletta. La fornitura è sistematicamente insufficienteper tutta l’estate, provocando blackout soprattutto nella zona Nord delpaese e frequenti razionamenti della domanda. Nel novembre del 2000cominciano a salire vertiginosamente i prezzi del gas e ben 9,000 MW dipotenza sono fermi per manutenzione straordinaria, dovuta all’eccessivoutilizzo di impianti vecchi e inefficienti. Come conseguenza, nel gennaio2001 il CalPX cessa le operazioni, dichiarando bancarotta; l’energia vieneacquistata sulla base di contratti a lungo termine (tre anni), stipulati dalloStato californiano con i generatori. Nell’aprile 2001 PG&E avvia laprocedura di fallimento, seguita poco dopo anche da SDGE e SCE. LoStato della California si presta ad acquistare le linee di trasmissione delleutilities al fine di alleviarne la posizione finanziaria. Il sistema continua apresentare frequenti situazioni di allarme, ma nell’estate non si verificano itemuti blackout, e finalmente la situazione, almeno dal punto di vista delleforniture, è posta sotto controllo. Le conseguenze sono però l’abbandonodel modello di liberalizzazione, la quasi rinazionalizzazione delle linee ditrasmissione e degli acquisti di energia all’ingrosso e l’innalzamento delletariffe, in modo da facilitare il recupero della situazione di dissestofinanziario delle utilities. Il processo di liberalizzazione sospeso, i generatorie gli esportatori di energia sono accusati di avere abusato del loro potere dimercato per far salire artificialmente i prezzi. L’esperimento californiano èfallito. Che è accaduto?


Fig. 51 - ANDAMENTO GIORNALIERO DEI PREZZI SUL CALPX (2000-2002)44

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Fonte: CalPX-Caiso

I fattori della crisi.La crisi elettrica californiana è determinata da un mix di limiti strutturali delsistema ed errori di regolamentazione. Alcuni accadimenti scarsamenteprevedibili, come un aumento della domanda superiore al previsto el’impennata del prezzo del gas nell’inverno 2000, hanno poi accentuato lacrisi. Le concause del fallimento dell’esperienza californiana possonoessere sinteticamente così riassunte:

1. fattori strutturali: la capacità di generazione del sistema e, soprattutto lelinee di trasmissione sono in California, insufficienti. Il sistema presentamargini di riserva troppo bassi, è gravemente dipendente da situazioniad alto tasso di stagionalità, come la produzione idroelettrica, non è ingrado di trasportare in maniera efficiente l’elettricità. E’ vero che dal1997 sono stati proposti da iniziative private investimenti tali daincrementare la potenza di 17,000 MW (tutti CCGT), e quindi l’avvio diquesti investimenti dovrebbe permettere al sistema di ampliare i marginidi sicurezza; tuttavia, è anche vero che solo nel maggio 2001, la CPUCha deciso di ampliare la dorsale di trasmissione Nord-Sud (l’ormaidivenuto famoso Path15), al fine di risolvere lo strutturale problema ditrasporto tra S.Francisco (che ha sperimentato i blackout più frequenti) eLos Angeles. Si è giunti al paradosso di shortage di offerta in periodi incui gli Stati di Oregon e Washington presentavano eccessi diproduciibilità idroelettrica anche del 30% rispetto al fabbisogno interno, oin inverno quando le centrali nucleari dell’Arizona e del Sud dellaCalifornia potevano esportare parte della propria produzione. Inoltre, ilsistema è troppo dipendente dal prezzo del gas, importato per la granparte dal Canada. Il suo aumento, (nel corso dell’inverno 2000 i prezziall’ingrosso sull’Henry Hub si sono quintuplicati), ha trascinato al rialzo iprezzi dell’elettricità anche in un periodo di bassa domanda. Lo squilibrio

44 E’ da sottolineare non tanto l’ampiezza dei picchi di prezzo (in realtà smussati dai cap

imposti dal CalPX, sui mercati OTC nei periodi di punta il prezzo superava agevolmente i1,000 $/MWh), quanto la durata dei picchi stessi: di fatto, da giugno 2000 a dicembre2000 il prezzo è sempre stato costantemente al di sopra dei 100 $/MWh, almeno cinquevolte il valore di un prezzo medio per la regione. Altrettanto importante notare la curva deiprezzi nell’inverno 2000-2001, che ha la stessa forma della curva dei prezzi del gasquotati sull’Henry Hub (vedi figure 18-22)


domanda-offerta e la limitata capacità di porvi rimedio per le limitatezzedella rete di trasporto, sono alla base innanzitutto dei blackoutsistematici, ma anche dell’incremento strutturale dei prezzi. Grave èstata quindi l’incapacità delle autorità a non prevedere la necessità difacilitare gli investimenti privati (nella generazione); ma soprattutto gravel’incapacità a comprendere la necessità di sostenere con fondi pubblicigli investimenti nella rete di trasmissione, che, in un contestoliberalizzato, privo di garanzie di remunerazione a lungo termine basateda tariffe adeguate a copertura dei costi di capacità e da contratti alungo termine, gli operatori privati (leggi: le utilities) non sono disponibiliad affrontare;

2. errori di regolamentazione: la lista degli errori di regolamentazione èimpressionante. Essi hanno condotto le utlities alla bancarotta e hannofacilitato l’applicazione di operazioni speculative sui mercati elettrici,esasperando i prezzi.

2.1 Il primo, e più grave, errore è l’imposizione dell’obbligo per leutilities di approvvigionarsi sul mercato all’ingrosso, senza dare lorola possibilità di contrattare energia a medio-lungo termine suimercati OTC. Ciò ha costretto le utilities ad essere price-taker sullaBorsa, senza però la possibilità di scaricare i prezzi in bolletta,poiché, al fine di garantire i consumatori finali, questi erano garantitidall’applicazione di tariffe amministrate (a meno che ovviamente,non trovassero migliori prezzi sul mercato); inoltre ha impedito alleutilities le possibilità di copertura sul mercato finanziario deiderivati45. Tutto ciò era basato sulla convinzione che lacompetizione tra i nuovi generatori sul CalPX avrebbe fattoscendere i prezzi dell’energia all’ingrosso. Invece questi sonocresciuti, risultando sempre molto più alti delle tariffe amministrate– inoltre lo scarso numero di clienti che aveva cambiato fornitorefiniva con costringere le utilities ad approvvigionare una base clientimolto più elevata di quella che immaginavano di dovere fornire. Nelgiro di pochi mesi, lo squilibrio di cassa è stato tale da costringerele imprese al fallimento.

2.2 il secondo errore molto grave è stato nel disegno delle regole delCalPX. Diversamente dalle altre borse statunitensi, il CalPXprevedeva mercati di aggiustamento e di bilanciamento che nonsolo servivano ad aggiustare le posizioni fisiche, ma che definivanoanche il prezzo del servizio. Ciò crea strutturalmente una posizionedi potenziale arbitraggio tra fornitura forward e fornitura più vicina alreal time. I prezzi possono essere fatti impennare attraversol’underbidding sul mercato forward46 – non facendo cioè produrreenergia sui mercati del giorno prima per immetterla poi nei mercatidi real time. Ciò si verifica se l’operatore ha una ragionevolecertezza che, a seguito del suo comportamento, i prezzi seguanol’indirizzo voluto, in altri termini se c’è la possibilità di esercitarepotere di mercato. Nel caso californiano, il potere di mercato nonera dovuto alla presenza di un numero limitato di operatori, ma allefrequenti e note congestioni; inoltre, mancavano provvedimenti voltia limitare l’underbidding “artificiale” (per esempio, l’imposizione diun obbligo di garanzia di capacità per gli operatori che volevanofornire energia sul mercato forward, oppure l’imposizione di limititecnici agli impianti che intendono partecipare ai diversi mercati), iquali non eliminano l’arbitraggio, ma lo possono ridurre ad un

45 Le utilities potevano applicare prezzi legati all’andamento del mercato solo qualora

avessero rinunciato agli stranded costs (come fece SCE, che infatti ha la posizionedebitoria meno pesante).

46 Ciò determina quello che nella programmazione è definito “underscheduling”.


fattore speculativo fisiologico del mercato, ma non tale da creare ununderscheduling così grave da determinare blackout di offerta. Lacattiva architettura dei mercati creava un incentivo troppo grandeper gli operatori (esportatori compresi) a “shortare” il mercato perfare impennare i prezzi, come infatti si è sistematicamenteverificato47.

3. congiuntura negativa: alcuni fattori erano stati sottostimati e hannocontribuito ad esasperare le tensioni sui prezzi. Innanzitutto la crescitadella domanda, cresciuta del 3% annuo su base media, ma soprattuttoimpennatasi durante il periodo estivo, dove rapidamente si è passati da43,000 MW a 53,000 MW di richiesta di punta. In secondo luogo,l’aumento dei prezzi del gas, notoriamente la commodity dal prezzo piùstabile negli USA, tranne però che nell’inverno 200048, il che ha tenutoalti i prezzi anche in un periodo non di picco. Infine, l’indisponibilità,stavolta non creata ad arte dagli operatori, di alcuni impianti nucleari nelSud del Paese – il che, a fronte di un margine di riserva così sottile, hamantenuto il sistema in stato di allarme e sostenendo fortemente iprezzi.

Conclusioni: la California dopo la crisiAttualmente la situazione californiana è apparentemente normalizzata. Iprezzi sono scesi, i blackout, grazie anche al rallentamento economicosoprattutto nell’area della Silicon Valley e all’auto-razionamento delladomanda da parte dei cittadini, sono scomparsi. Ciò tuttavia non toglie cheil modello di liberalizzazione californiano sia da considerare completamentefallito. Il sistema è infatti praticamente nazionalizzato per quanto riguarda latrasmissione e la distribuzione. Gli investimenti nella rete di trasmissione enella generazione verranno effettuati direttamente da una nuova autorità, laCalifornia Power Authority, ente pubblico che si finanzierà attraversol’emissione di obbligazioni. L’energia elettrica è acquistata dallo Stato daiproduttori di energia elettrica, attraverso contratti a lungo termine (treanni)49. Il Caiso gestisce un mercato day ahead che ha volumiassolutamente residuali ed è impiegato dagli operatori per lo scambio dienergia spot. Le tariffe sono aumentate e i cittadini stanno pagando consovrapprezzi impliciti in tariffa il risanamento delle utilities. Il mercato èquindi di fatto statalizzato e strettamente regolamentato. E’ evidente che inCalifornia il processo di liberalizzazione riprenderà, quando l’emergenzafinanziaria delle utilities verrà sanata e verranno portati a termine alcuni 47 Diversi paper (Borenstein, Bushnell and Wolak, 2000, Hildebrandt, 2000, Harvey and

Hogan, 2001, Joskow 2001, Lorenzoni e Parati, 2001, Joskow and Kahn, 2002, solo percitarne alcuni) sono giunti tutti alle medesime conclusioni. In California, i picchi sistematicidi prezzo non possono essere spiegati unicamente con le condizioni strutturali del parco,il troppo sottile equilibrio domanda-offerta o l’aumento del prezzo del gas. Vi sono staticertamente dei comportamenti speculativi volti a sfruttare l’arbitraggio tra i mercati. Glistessi autori escludono tuttavia che possa esservi stato abuso di posizione dominante, opratiche di cartello. Semplicemente, si è trattato dello sfruttamento sistematico da parte dioperatori privati che massimizzano il proprio profitto di una situazione di arbitraggio“naturale” creata dalle condizioni di mercato e dall’errata regolamentazione.

48 Le cause dell’incremento dei prezzi del gas in quell’inverno non è particolarmente noto,ma potrebbe esserci stata anche una circolarità di cause ed effetti, ossia la crisi elettricacaliforniana avrebbe determinato una forte domanda di gas che alcuni toller, impegnati inentrambi i mercati, avrebbero potuto sfruttare.

49 E’ tra l’altro in discussione tra Stato californiano e produttori la rinegoziazione di talicontratti, in quanto detti contratti erano stati siglati in tempi di prezzi elevati (circa il triplodei prezzi attuali), il che costringe lo Stato californiano a pagare l’energia molto più cara diquanto possa trovare attualmente sul mercato spot.


investimenti sulla rete e soprattutto nella generazione50, di cui la Californiaha assolutamente bisogno.

Il fallimento della liberalizzazione californiana non dice che laliberalizzazione del settore elettrico è impossibile, né tantomeno che ilmercato elettrico californiano non sia appetibile dal punto di vista degliinvestimenti (anzi, in considerazione della necessità di potenza di base èuno di quelli dove più sono necessari nuovi impianti e dove vi sono maggiorimargini dati i prezzi strutturalmente elevati). Tuttavia fornisce alcuniinsegnamenti: innanzitutto, la necessità di basarsi sugli elementi strutturalidell’industria, domanda-offerta e stato della rete, per il disegno del mercatoelettrico; in secondo luogo, che la liberalizzazione fornisce una serie diopportunità ai singoli operatori, che non ragionano in ottica di serviziopubblico ma di massimizzazione del proprio profitto. In altri termini, durantela crisi californiana vi sono stati vincitori e perdenti: tra i primi, i produttori egli esportatori, che hanno estratto ricavi eccezionali, senza, moltoprobabilmente, attuare alcuna strategia proibita dalla legge, masemplicemente sfruttando le condizioni del mercato. Tra i secondi idistributori, che sono stati presi in mezzo tra gli alti prezzi dell’energiaall’ingrosso e i prezzi amministrati delle tariffe, il che li ha condotti allabancarotta: e, in ultima analisi, i consumatori finali, che dovranno sostenereil costo della ristrutturazione del sistema.

In sintesi, la crisi californiana mostra gli effetti di una liberalizzazione fattamale, che non tiene presente la particolare struttura del sistema elettrico edella sua necessità per il modello di vita di un paese industrializzato. Laliberalizzazione del sistema deve tenere presente le rigidità dell’industria, lesue peculiarità locali nonché la necessità di coniugare servizio pubblico eincentivi all’efficienza che solo la competizione (attentamente regolata) puòfornire, laddove possibile. La crisi californiana può essere considerata unacrisi da “eccesso di fiducia” nel mercato, nonostante quanto alcuni autorisostengono51; è la stessa ragione è probabilmente alla radice del casoEnron.

50 Il Caiso ha emesso un draft di proposta per il nuovo mercato elettrico, che non prevede

più mercati di aggiustamento né di bilanciamento, mentre è previsto l’obbligo per lecosiddette Load Serving Entities di garantire il livello di capacità di servizio (AvailableCapacity (ACAP) Obligation, e dà al Caiso maggiori poteri nel caso il gestore ritenganecessario che maggiore capacità sia necessaria per soddisfare il fabbisogno delladomanda.

51 Secondo alcuni autori, la California non aveva compiutamente liberalizzato il mercato, inquanto erano imposte tariffe amministrate troppo basse. Se si fosse lasciato mano liberaalle utilities di determinare i prezzi sulla base dell’andamento dei prezzi sul mercatoall’ingrosso, le tariffe finali sarebbero di molto cresciute e avrebbero indottocomportamenti di razionamento della domanda, così come l’ingresso di nuovi operatoriattratti dagli alti prezzi avrebbe contribuito ad abbassare il prezzo dell’offerta. Questoragionamento, corretto dal punto di vista teorico, si scontra con la struttura rigida delladomanda e con i tempi lunghi degli investimenti nella generazione, ma soprattutto conl’inaccettabilità dei danni sia sociali che alla produzione industriali che una serie di crisinella fornitura elettrica potrebbero creare.


Appendice 2 - Il caso EnronEnron: fino al settembre del 2001 la più ammirata società degli Stati Uniti,un esempio di innovazione in grado di inventare nuovi prodotti e nuovimercati, la società che aveva trasformato il mondo dell’energia e quellodella finanza. La compagnia texana è stata per tutti gli anni ’90 il simbolodella deregulation energetica, l’inventore di una nuova via di vendereelettricità, gas e petrolio, basata sulla commercializzazione e lo scambio divolumi di molto superiori a quelli fisici. Il suo modello di business è stato ilpiù citato, studiato e premiato degli ultimi dieci anni insieme a quello diMicrosoft. Fino a un anno fa, Enron capitalizzava circa 100 miliardi di dollari,seconda per valore degli assets solamente a Exxon-Mobil. Insomma, unadelle più clamorose success-story nell’epoca della new economy. Enron,all’inizio del 2002: il più grande fallimento della storia negli Stati Uniti,valutato in oltre 49 miliardi di dollari; indagini del Congresso sulle relazionipolitiche tra i vertici dell’azienda e la Casa Bianca; il mondo della finanza,della revisione contabile e del rating sotto accusa per incapacità dicontrollare le attività del gigante americano, quando non addirittura peravere colluso con i vertici della società al fine di modificarefraudolentemente i bilanci; il modello del sistema pensionistico privato equello delle stock options per il management sotto scrutinio per unaprobabile riforma. Insomma, una frana che sconvolge il modello delcapitalismo statunitense anni ’90, e che porterà probabilmente a riformestrutturali dell’intero sistema. Paradossalmente, il settore meno colpito dalcollasso di Enron sembra essere stato proprio quello energetico; in altritermini, il fallimento di Enron non ha provocato nessun blackout. Ma chi eradavvero Enron?

La struttura di Enrontrasporto e distribuzione di gas in Texas. La società si trova a doverereagire alle sfide poste dalla liberalizzazione del settore; i guadagni garantitidalla regolamentazione tariffaria non sono infatti sufficienti a sostenere lapiccola società, che rischia di essere acquisita. Essa cerca nuoveopportunità in settori non regolati, e inventa il ruolo di gas banking: essa sioffre come intermediario per lo scambio di contratti di vendita di gas,offrendo ai clienti finali dei contratti di swaps a prezzo fisso e occupandosidella gestione del rischio di prezzo dal lato degli acquirenti, diversificando ilportafoglio e il tenore dei diversi contratti. Il meccanismo ha successo, inquanto garantisce al cliente finale una garanzia di prezzo e permette aEnron di trattenere i margini positivi quando il costo di acquisto scendesotto il prezzo di vendita. A partire da questa semplice ma, per i tempi,assolutamente innovativa intuizione, Enron si trasforma sempre più in unasocietà di trading altamente specializzata nella gestione del rischio,inventando nuovi prodotti e letteralmente creando dal nulla il mercatoall’ingrosso del gas ed entrando Enron nasce a metà degli anni ’80 dallafusione di alcune società di in quello petrolifero. Quando nel 1996 vieneliberalizzato il mercato all’ingrosso dell’elettricità, Enron è ancora il capofiladella finanziarizzazione del mercato del trading elettrico, e diventa ilprincipale trader sia nel mercato statunitense del gas che in quello elettrico.Infine, è ancora una volta innovatore nella creazione di piattaforme dimercati online per lo scambio di commodities.


Tab. 9 - I PRINCIPALI TRADER PER VOLUMINEGLI USA NEL GAS ED ELETTRICITA’ (2000)

Gas bcm Elettricità* MWh

Enron 24 Enron 578.8Duke Energy 12.6 AEP 436.1Reliant 10.9 Duke Energy 283Aquila Energy 10.5 PG&E 275.3Coral (Shell) 10.2 Reliant 201.9Sempra Energy 10 Aquila Energy 186.7Dynegy 9.7 Mirant 186BP 8.4 Edison Mission 180.2El Paso 6.9 Constellation Power 160Mirant 6.9 Williams 141.3TransCanada 6.4 Dynegy 137.7

* si intendono i volumi complessivi finanziari e fisiciscambiati sul mercato all’ingrossoFonte: FT

Nell’epoca del suo massimo splendore, cioè nel 2000, Enron era suddivisain quattro divisioni operanti in quaranta paesi: Wholesale Services (iltrading), Energy Services (la divisione retail), Transportation services (ladivisione che gestisce le reti di distribuzione di gas ed elettricità),Broadband Services (la divisione di trading delle frequenze tlc). Al di fuoridel perimetro di consolidamento, Enron aveva poi società operative digestione acque (Azurix in UK), nella distribuzione e vendita di gas in Brasilee Argentina, e joint venture per la costruzione di merchant plant in varipaesi tra cui i principali sono in Europa il CCGT di 1,200 MW di Teeside inInghilterra, l’impianto di Sarlux in Sardegna, e il famigerato impianto a gasdi Dabhol in India.

Tab. 10 - I RICAVI DI ENRON NEL2000 PER SEGMENTO DI ATTIVITÀ

$ million

Transportation and distributionTransportation Services 391Portland General 341Wholesale Services 2,260Energy Services 165Broadband Services - 60Corporate and Other - 615Income before interests and taxes 2,482

Fonte: Enron annual report 2000

L’attività principale di Enron era quella relativa ai Wholesale Services.Enron nel 2000 era la prima società al mondo per volumi di elettricità e gasvenduti sul mercato all’ingrosso sia negli Stati Uniti che in Europa, conquote superiori al 20%. A fronte di volumi fisici pari a oltre 51 miliardi diBtu/d il volume delle operazioni di trading era dieci-quindici volte superiore.Enron fungeva di fatto da market maker in entrambi i mercati; la suapiattaforma era impiegata nel 60% delle transazioni online di commodities.La divisione era anche operativa nel trading di metalli non ferrosi, di cui erail primo operatore al mondo dopo l’acquisizione della tedescaMetallGeschafft (a sua volta oggetto di una clamorosa perdita nel trading dirame nello scorso decennio), nel trading di petrolio e in quello di carbone.Dal 2000 aveva lanciato anche il trading di credit derivatives attraverso la


sua linea chiamata EnronCredit. Tale attività era fondata sull’innovazione diprodotto continua ed in particolare su forti competenze di risk management.

Tab. 11 - I VOLUMI DELLA DIVISIONEWHOLESALE SERVICE NEL 2000

Traded volumes Bbtu/d

GasStati Uniti 17,674Canada 6,359Europa 3,637Volumi trasportati 649Subototale gas 28,319Petrolio e derivati 6,088Elettricità 17,308Totale 51,715


Energy Services vendeva (e vende tuttora) energia elettrica e gasdirettamente ai clienti finali principalmente negli Stati Uniti e in UK, (inquest’ultimo paese attraverso EnergyDirect a circa 160,000 clienti). Avevarecentemente pianificato l’espansione di quest’area di business anche inSpagna. Transportation services operava nel business originale di Enron, inquanto esercisce le quattro pipeline di gas (la Northern Natural Gas cheporta il gas dal Canada, la Transwestern pipeline e la Norhtern BorderPipeline texane, la Florida Gas Transmission) che trasportano oltre 9miliardi di Btu/d di gas. A tale divisione è stata associata l’attività dellaPortland General Electric, società di distribuzione di elettricità dell’Oregon(ai confini con la California), la cui acquisizione, nel 1999, è stata criticatadagli analisti a causa del pagamento eccessivamente elevato.

Tab. 12 - I VOLUMI DELLA DIVISIONEWHOLESALE SERVICE NEL 2000

Volumi trasportati totali Bbtu/d

Northern Natural Gas 3,529Transwestern Pipeline 1,657Florida Gas Transmission 1,501Northern Border Pipeline 2,443Totale 9,130


Broadband services infine era la divisione costituita nel 2000 da Enron per iltrading sulle bande di telecomunicazioni in alta frequenza. Anche questoinvestimento è stato da molti considerato sbagliato, il mercato dellefrequenze essendo ancora illiquido e quindi poco remunerativo.

I motivi del fallimento di EnronI motivi di tale tracollo, per quanto se ne sia ampiamente parlato sullastampa internazionale e siano in corso diverse indagini, non sono ancoradel tutto chiari. E’ utile ripercorrere rapidamente i passaggi della crisi.

Il tracollo è stato rapido. Il 16 ottobre 2001 Enron ha rivelato di doverrivedere i propri bilanci dal 1997 al 2001: gli utili sono stati abbassati in


media di 591 milioni di dollari, il debito alzato di 2.6 miliardi di dollari, ilcapitale netto ridotto di 1.2 miliardi di dollari. La comunità degli investitori,che da tempo si lamentava della scarsa trasparenza della strutturafinanziaria di Enron, e la SEC, si sono immediatamente allarmate. Sonoemerse così svariate irregolarità, le principali delle quali legata a fortiindebitamenti off-balance effettuati presso società veicolo di proprietà diamministratori stessi di Enron. Enron è quindi entrata in una spiralenegativa che ha visto il crollo delle proprie azioni, il declassamento da partedelle agenzie di rating, che hanno quotato Enron alla soglia del junk bond(BBB-). Il 9 novembre Dynegy annunciava una offerta di acquisto della suaconcorrente, per una cifra pari a circa 8 miliardi di dollari e versavaimmediatamente 1.5 miliardi di dollari nelle casse di Enron per risolvere lacrisi di liquidità in cambio di un’opzione sulla Norhtern Border Pipeline.Dopo un mese tuttavia Dynegy recedeva dall’offerta: Enron venivaimmediatamente declassata allo status di junk bond e il fallimento divenivainevitabile.

La domanda chiave di tutta questa situazione è per quale motivo Enron sisia trovata soffocata dai debiti. Vi sono alcuni motivi legati al modello dibusiness scelto da Enron, a cui va però aggiunta l’incredibile architetturafinanziaria che ha portato all’iperindebitamento52 che è stata la causaprincipale del fallimento:

I motivi “industriali” del crollo di Enron sono i seguenti:

1. Enron ha sbagliato alcuni investimenti (come ad esempio la costruzionedi un impianto CCGT vicino a Bombay in India, il trading ditelecomunicazioni o l’acquisizione di alcune piccole trading house aprezzi eccessivi), che avrebbero generato perdite molto superiori alleaspettative.

2. Il trading di power & gas si è dimostrato molto meno redditizio di quantopresunto in sede di investimento e dichiarato agli investitori (Enron hasempre negato che questo potesse essere il caso, ma l’approfonditaanalisi dei bilanci effettuata dai liquidatori sembra lasciare pochi dubbial riguardo).

3. Soprattutto, Enron avrebbe assunto posizioni di rischio eccessive: inaltri termini, i volumi scambiati finanziariamente non erano abbastanzacoperti dalle posizioni fisiche. Gli assets (centrali e pipeline di gas) adisposizione di Enron erano troppo pochi per reggere le quantitàcomplessivamente movimentate dalla società.

Il core business di Enron era quindi meno solido di quanto apparisse a tutti.Su ciò si innesta l’incredibile architettura finanziaria costruita dai vertici dellasocietà per finanziare la crescita della società, e/o per nascondere leperdite o la minore redditività dell’attività di trading. Enron aveva costruitouna grande numero di società veicolo (sembra qualche migliaia), tutte nonconsolidate in bilancio, il cui scopo era fondamentalmente ottenere creditodalle banche su specifiche attività. Questo debito, non iscritto a bilancio diEnron, era però garantito in ultima analisi da Enron stessa, per mezzo dellesue azioni o dei suoi prodotti derivati. Pertanto, la condizione perché taleammontare di debito fosse sostenibile era la crescita continua della società,sia in termini di valore delle azioni, sia in termini di volumi scambiati.53 Conla riduzione dei corsi azionari, conseguenza della riduzione dei prezzidell’elettricità e del gas nel corso del 2001, il castello di carte è crollato.

52 18.7 miliardi di dollari a bilancio, ancora non quantificato l’ammontare off-balance ma

probabilmente compreso tra i 10 e 15 miliardi di dollari.53 Ciò ha portato alla falsificazione dei bilanci e alle conseguenti azioni di responsabilità

verso i vertici societari e della società di revisione che li certificava.


Conclusioni: le conseguenze sui mercatiIl collasso di Enron avrà ricadute molto forte sul modello di capitalismostatunitense ed in particolare sui criteri di corporate governance. Più ditutto, in questa sede è interessante valutare l’impatto sui mercati dellecommodities, che, paradossalmente, sono quelle che hanno subito menosconvolgimenti.

Infatti, la crisi di Enron non ha avuto alcuna ricaduta sui sistemi elettricistatunitensi, né tantomeno sui mercati del gas o del petrolio. Enron nonaveva abbastanza asset per determinare crisi di offerta e la luce hacontinuato a fluire verso i consumatori finali. Sugli altri mercati, inparticolare quello petrolifero, Enron era un operatore fra i tanti, quindi il suofallimento non ha avuto effetti.

Conseguenze più forti vi sono stati e, presumibilmente vi saranno, sulmercato del trading elettrico. Enron era preponderante su questo ultimomercato, fungendo da market maker e, in ultima analisi, da prestatore diultima istanza per gli altri operatori. In conseguenza di ciò, l’attività ditrading è di molto rallentata in termini di volumi, a causa dell’abbandonodella piattaforma EnronOnline, e della necessità per gli altri operatori dirimpiazzare il ruolo di market maker che Enron aveva. Mentre il mercatopresumibilmente riempirà in fretta il vuoto lasciato da Enron, è presumibileuna maggiore attenzione da parte dei regolatori relativamente alle modalitàdi scambio, alla strutturazione dei prodotti e alle modalità di controllo suquesto tipo di operazioni. Infatti, anche a causa delle sue caratteristiche diforte innovazione che tendeva a creava nuovi mercati e zone grigie aiconfini tra le attività finanziarie e quelle energetiche, le attività di Enron difatto sfuggivano alla regolamentazione sia delle autorità di controllo delmondo finanziario, sia delle autorità dell’industria elettrica. E’ presumibilequindi una “stretta” regolatoria nel trading di prodotti derivati sullecommodities.

Conseguenze più forti, nel medio-lungo periodo sono nei confronti delmodello di business degli energy merchant, di cui Enron era capostipite. Lamaggiore attenzione degli investitori finanziari e delle società di rating versole modalità con le quali questi operatori fanno ricavi e si coprono dai rischideterminerà certamente un’attitudine ad una minore rischiosità delletransazioni, una loro maggiore copertura fisica e la necessità di unamaggiore trasparenza contabile. Soprattutto, è probabile un ripensamentodelle strategie di trading, che probabilmente nel breve-medio periodotenderanno a concentrarsi maggiormente sulla disponibilità di assets fisiciin modo da ridurre il rischio di volatilità e una maggiore solidità finanziaria.La tendenza si è già manifestata nei mesi successivi alla crisi di Enron,quando le società maggiormente indebitate sono state subito messe sottoscrutinio dalle agenzie di rating, che invece stanno premiandomaggiormente i gentrader e le utilities integrate, sia nel mercato elettricoche in quelli dei combustibili. Probabilmente il mercato elettrico non èancora abbastanza maturo da garantire la liquidità delle transazioni, su cuiponeva grande affidabilità Enron: inoltre, ha probabilmente talicaratteristiche di volatilità e di rischio da non potere garantire la sostenibilitàdi un trading sganciato dalle coperture fisiche. E’ quindi improbabile chel’industria degli energy merchant scomparirà a causa della crisi di Enron: èpiù probabile invece che il mercato premierà maggiormente le societàmaggiormente dotate di assets fisici, con minore livelli di indebitamento emaggiore trasparenza contabile rispetto a quanto sia mai stata Enron.


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