Indice
Introduzione iii
1 Il mercato del Gas Naturale 1
1.1 Introduzione . . . 1
1.2 Filiera del gas naturale . . . 2
1.2.1 Approvvigionamento . . . 3
1.2.2 Trasporto . . . 4
1.2.3 Stoccaggio . . . 7
1.2.4 Vendita nale . . . 8
1.3 Percorso normativo in Italia . . . 9
1.4 Approvvigionamento in Italia . . . 11 1.5 Trasporto nazionale . . . 14 1.6 Distribuzione e misura . . . 16 1.7 Stoccaggio in Italia . . . 17 1.8 Rigassi cazione . . . 18 1.9 Commercializzazione . . . 19
1.10 Punto di Scambio Virtuale . . . 19
1.11 La Borsa . . . 21
1.12 Il GN per la produzione di energia elettrica . . . 23
2 Analisi di portafoglio per l'ottimizzazione del mix di produ-zione 25 2.1 Introduzione . . . 25
2.2 Quale criterio adottare . . . 26
2.3 Approccio di portafoglio: caso a 2 tecnologie . . . 29
2.4 Considerazioni sul rischio . . . 32
2.5 Dati necessari per l'analisi . . . 34
2.5.1 I costi . . . 34
2.5.2 I rischi . . . 36
2.5.3 I coe cienti di correlazione . . . 38
2.5.4 Costo e rischio per ogni tecnologia . . . 39
2.6 Ottimizzazione di portafoglio . . . 42
2.6.1 Caso Baseline . . . 45
2.6.2 Caso Realizzabile . . . 48
2.7 Conclusioni . . . 53
Conclusioni 54 2.8 Analisi dei risultati . . . 54
2.9 Pro e contro per l'Italia in questo contesto . . . 58
Introduzione
L'energia è stata un elemento fondamentale per lo sviluppo economico moder-no, il quale si fonda sul sempre maggior consumo di beni e servizi. Se da un lato oggi si è ridotto il fabbisogno energetico di economie già mature per mezzo di una maggiore e cienza energetica e di innovazioni tecnologiche, le economie dei Paesi in via di sviluppo hanno invece manifestato un sempre maggiore fab-bisogno energetico. Nel prossimo futuro si prevede una crescita del fabfab-bisogno energetico a livello mondiale trainata proprio da Paesi non OCSE come la Cina e l'India1.
Il futuro scenario energetico mondiale sarà quindi caratterizzato da un mon-do a due velocità: le mature economie occidentali che, anche grazie alla loro maggiore sensibilità alle tematiche dell'e cienza energetica e a quelle ambien-tali, rallenteranno la velocità di crescita dei consumi, ed i Paesi in via di sviluppo che compenseranno tale rallentamento con una richiesta sempre mag-giore di energia.
Combustibili liquidi e gas naturale rappresentano la principale fonte di ener-gia per l'Europa e gli Stati Uniti, mentre il carbone è il motore dello sviluppo cinese. Si pensi che nel 2010 la sola domanda cinese di carbone rappresentava il 48,2% di quella mondiale2. Il peso che ciascuna fonte avrà nel
soddisfaci-mento dell'incresoddisfaci-mento del fabbisogno energetico mondiale futuro dipenderà da
1In EIA World Energy Outlook 2010 il tasso medio annuo di crescita è pari a circa l'1,4%
tra il 2007 ed il 2035.
diversi fattori: prezzi delle materie prime, innovazioni tecnologiche per la loro produzione, disponibilità di riserve, incentivi, infrastrutture, scelte di politica energetica e ambientale di ogni singolo Paese.
Alcune previsioni sui futuri consumi energetici ipotizzano un ruolo centrale del gas naturale nel soddisfacimento del fabbisogno energetico mondiale, inau-gurando quella che viene de nita una sorta di Gas Golden Age3. Uno dei
motivi principali che spingono a queste previsioni è la recente attenzione della Cina a questa fonte, che nel 2010 soddisfava il 3,4% del fabbisogno energetico nazionale4. Nel documento di programmazione energetica cinese, il 12th Five
Year Plan, il Paese asiatico ha preso un impegno per una crescita economica più sostenibile. In particolare per il gas è stato ssato un target al 2015 pari all'8,3% del consumo nazionale.
Le potenzialità di crescita dell'uso di questa fonte vanno di pari passo con la necessità di investimenti in infrastrutture per il trasporto e la rigassi cazio-ne. Ulteriore fattore a supporto di un ruolo sempre più preponderante del gas è la stima delle riserve di gas convenzionale e non convenzionale e l'incremento futuro di produzione. Le riserve mondiali di gas convenzionale e non conven-zionale ammontano a circa 810.000 Bcm, pari a più di 230 anni dell'attuale produzione di gas. Bisogna però tener presente che un freno alla produzione di gas non convenzionale potrebbe venire da una maggiore regolamentazione del settore richiesta dai singoli Stati e legata alle problematiche ambientali connesse a questa modalità di estrazione5.
3Lo scenario ipotizzato dalla IEA prevede che la domanda di gas mondiale dovrebbe
raggiungere nel 2035 un livello più che doppio rispetto al consumo registrato nel 2008 (circa 2600 Mtoe), arrivando a soddisfare una quota del 25% nel mix di fonti.
4Fonte: EIA 2010.
5L'UE ha pubblicato il testo Impact of shale gas and shale oil extraction on the
envi-ronment and on human health, EU Directorat General for internal policies, in cui si sotto-lineano le ripercussioni ambientali legate allo shale gas e si mette in discussione l'eettiva
Ma i fattori a favore del gas naturale nel futuro energetico mondiale so-no molteplici: il prezzo della materia prima gas, le infrastrutture di trasporto attuali e piani cate, la competitività di costo rispetto ad altre fonti nella pro-duzione di energia elettrica, le innovazioni tecnologiche connesse ad una sempre maggiore riduzione di CO2 nel suo utilizzo, le decisioni di politica energetica
dei singoli Stati volte a incentivare l'uso delle diverse fonti.
La domanda di gas europea è in continua crescita e gli scenari prevedo-no per il 2030 il raggiungimento di un livello di consumo tra i 500 e i 535 Mtoe (+22% rispetto al 2010). Il settore della generazione elettrica sarà il principale responsabile del trend di crescita del fabbisogno europeo di gas. A fronte di una produzione interna in continua contrazione6, il fabbisogno
eu-ropeo dovrà essere soddisfatto con un incremento dall'80 al 100% dell'import extra UE. Questo richiederà nuovi investimenti in infrastrutture di trasporto e rigassi cazione e la necessità di individuare nuove fonti di approvvigionamento. Le attuali fonti di approvvigionamento, pur garantendo contratti a lungo termine e capacità di estrazione costante nel lungo periodo, sono sensibili a situazioni politiche ed economiche che possono ridurne la stabilità7.
In questo contesto l'Europa sta avviando una azione combinata su più fattori:
• investimenti in nuove infrastrutture di import (gasdotti e terminali GNL),
potenzialità di tale fonte.
6La produzione prevista per il 2030 è di 57 Mtoe, anche se lo shale gas potrebbe
rivoluzionare questi dati.
7Si pensi alla disputa tra Russia e Ucraina che ha ridotto l'a usso di gas verso l'Europa
Centrale nell'inverno 2009, o la situazione politica del Nord Africa, da cui provengono alcuni dei principali gasdotti di alimentazione dell'Europa.
• investimenti di collegamento tra Paesi UE,
• ricerca di nuove fonti per l'approvvigionamento, nalizzata non solo ad aumentare i volumi di import, ma anche con scopi di diversi cazione del rischio,
• capitalizzazione degli investimenti con la creazione di un mercato liquido interno del gas.
Questo tipo di investimenti infrastrutturali in gasdotti e terminali GNL, senza opportuni contratti di approvvigionamento di gas a monte e senza colle-gamenti a valle, non solo non garantirebbe il payback richiesto, ma nemmeno consentirebbe la copertura dei fabbisogni di import per i quali è stato piani- cato. L'Italia si trova in una posizione strategica per questa risorsa e può giocare un ruolo chiave se tutti gli operatori e le autorità sapranno coordinarsi per portare il nostro Paese a diventare un hub sico del gas in Europa.
Il gas naturale può essere la risorsa fondamentale anche nell'ottica di ridu-zione delle emissioni di CO2. Infatti sia Europa che Stati Uniti hanno ssato
obiettivi di riduzione delle emissioni che causano alterazioni del clima (in pri-mis le epri-missioni di CO2) e ciò favorirà una diminuzione dell'utilizzo del carbone
e dei combustibili liquidi da parte di questi Paesi e una sostituzione di queste fonti con altre più sostenibili dal punto di vista ambientale, quali gas natu-rale e fonti rinnovabili. Per quanto riguarda l'Unione Europea, l'energia non era stata inserita negli accordi di Roma. Le scelte energetiche e la scalità energetica sono state da sempre diverse per ogni Paese comunitario. L'UE ha iniziato ad attrarre il tema energia tra le sue competenze attraverso le tema-tiche dell'ambiente, della competitività, della coesione sociale, della garanzia delle forniture, della ricerca scienti ca e del commercio transfrontaliero.
Sulla base delle esperienze e delle evoluzioni delle politiche energetiche che hanno visto un crescente integrarsi delle decisioni ambientali con quelle
ener-getiche, l'Unione ha de nito una strategia di riduzione autonoma delle emis-sioni climalteranti del 20% entro il 2020, formalizzata più tardi nella Diret-tiva 2009/28/CE del 5 giugno 2009, con speci ci indirizzi relativi alle fonti rinnovabili.
Facendo riferimento alla scadenza del 2020, la strategia europea si esprime con tre obiettivi principali:
• consumi di fonti primarie ridotti del 20% rispetto alle previsioni ten-denziali, mediante aumento dell'e cienza secondo le indicazioni di una futura direttiva,
• emissioni di gas climalteranti ridotte del 20%, secondo impegni già presi in precedenza (protocollo di Kyoto, ETS8),
• aumento al 20% della quota di fonti rinnovabili nella copertura dei con-sumi nali (usi elettrici, termici e per il trasporto).
Quindi lo scenario futuro vede una forte presenza delle fonti rinnovabili. Questa tipologia di fonti, pur avendo indubbialmente caratteristiche positi-ve per quanto riguarda le emissioni di gas serra, la non dipendenza da una risolrsa combustibile, la diversi cazione della produzione energetica, ha delle peculiarità che possono avere eetti negativi sul mix di produzione di energia europeo:
• non è possibile prevedere con certezza la quantità di energia prodotta; • sono spesso impianti medio-piccoli e molto sparsi e richiedono
migliora-menti nella rete elettrica (spesso si tratta di punti sia di produzione che di consumo);
• non tutte le zone geogra che sono adatte alle fonti rinnovabili (si pensi all'eolico);
• hanno comunque un impatto ambientale in fatto di visuale e di rumore.
In questa sede ciò che più ci interessa sono i primi due punti i quali mettono in luce come le fonti rinnovabili aggiungano al sistema di generazione energe-tica europea un serio elemento di incertezza sulla quantità prodotta. Questa caratteristica richiede che le tecnologie di generazione complementari a quelle rinnovabili siano in grado di gestire squilibri del sistema con i minori costi pos-sibili. Ci si può quindi domandare quale, tra le varie tecnologie di produzione energetica disponibili, sia la più adatta ad a ancarsi alle fonti rinnovabili.
Nel lavoro che segue questa breve introduzione verranno innanzitutto illu-strate le caratteristiche principali della liera del Gas Naturale (Capitolo 1), successivamente verrà presentata un'applicazione della teoria di portafoglio ai mix di generazione elettrica per il caso Europeo (Capitolo 2) e seguirà una discussione dei risultati (Conclusioni).
Capitolo 1
Il mercato del Gas Naturale
1.1 Introduzione
In questo capitolo verranno presentate le varie fasi della liera del gas natura-le: approvvigionamento, trasporto, distribuzione e stoccaggio. Questi concetti sono fondamentali per capire tutti gli aspetti positivi e negativi che questa risorsa presenta per il contesto energetico europeo.
Inoltre il mercato del gas in Italia, nell'ultimo decennio, è stato interessato da cambiamenti di ampia portata, che ne hanno modi cato contorni e prospet-tive. Con la liberalizzazione istituzioni e operatori si sono trovati ad arontare temi quali la promozione degli investimenti, la sicurezza degli approvvigiona-menti, l'accesso alle reti e l'assetto del trasporto, l'apertura e l'integrazione dei mercati dei paesi dell'Unione Europea in un contesto completamente mutato, che ha richiesto l'adozione di logiche nuove e sempre più complesse.
Si sono presentate all'orizzonte nuove s de: il miglioramento della compe-titività dell'intero sistema, sia in termini di riduzione di costi che di standard qualitativi dei servizi oerti, e ciò anche alla luce del ruolo cruciale che il gas naturale riveste nel tessuto produttivo di territori ad alta vocazione industriale, sia nel panorama energetico nazionale che internazionale.
Considerando la dipendenza dell'Italia dalle importazioni da Paesi extraeu-ropei, sono centrali gli investimenti in infrastrutture (trasporto, stoccaggio, GNL) al ne di diversi care le fonti, aumentare la sicurezza degli approvvi-gionamenti e l'economicità delle forniture ed incrementare la essibilità del mercato in senso ampio consentendo l'eettivo sviluppo di un hub del gas ita-liano, ponte tra paesi produttori e mercati europei.
Al ne di comprendere al meglio l'attuale situazione di mercato, in questo capitolo vengono presentate anche le principali fasi della liberalizzazione del mercato, evidenziando i numerosi passi che sono stati compiuti da quando, con il Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 di recepimento della Direttiva gas 98/30/CE (c.d. Decreto Letta), ha avuto inizio il processo di liberalizzazione.
1.2 Filiera del gas naturale
La liera del gas rappresenta l'intero ciclo produttivo che parte dalla fase di approvvigionamento, passa per il trasporto (via gasdotto o via nave) e lo stoccaggio, e termina con l'attività di vendita, all'ingrosso e al dettaglio. Si tratta, dunque, di tutte le attività svolte tra la fase di estrazione dai giacimenti produttivi ed il momento in cui viene consumato.
Lo sviluppo del mercato del gas naturale è avvenuto - no a poco più di un decennio fa - in un contesto che vedeva le società del gas sostanzialmente integrate lungo la liera e lo sviluppo infrastrutturale sinergicamente associato alle dinamiche contrattuali di vendita. Ciò ha permesso, a partire dai primi anni '70, la realizzazione di direttrici di trasporto di lunga distanza tra i Paesi produttori e quelli consumatori, nonché la maggior penetrazione del gas natu-rale nel mix energetico di molti Paesi, inizialmente per rispondere alle esigenze del solo mercato residenziale e progressivamente a quelle del settore industriale e, più recentemente, della generazione elettrica.
1.2.1 Approvvigionamento
L'approvvigionamento è la fase a monte della liera (escludendo in questa sede ciò che attiene all'esplorazione e alla produzione del gas) che comprende le atti-vità volte al reperimento della materia prima necessaria per il soddisfacimento del fabbisogno energetico. A livello europeo solo Norvegia e Olanda possono soddisfare la propria domanda di gas naturale sulla base della produzione in-terna; tutti gli altri Paesi europei, in funzione del grado di penetrazione del gas nel mix energetico e dell'eventuale contribuzione della produzione domestica, devono invece ricorrere alle importazioni per la maggior parte da Paesi esterni all'Unione Europa, Russia in primis.
Figura 1.1: Importazioni di Gas Naturale in Europa - Anno 2012. A livello europeo, le importazioni vengono assicurate per oltre l'80% via gasdotto attraverso contratti stipulati con le compagnie nazionali dei Paesi di produzione. Tali contratti di norma contengono vincoli di prelievo1, sono di
1Clausole c.d. Take or Pay, che sostanzialmente prevedono il pagamento di una quota
lunga durata e prevedono prezzi indicizzati a panieri di beni sostituibili (come gli oli combustibili o il petrolio). Negli ultimi anni si è progressivamente assi-stito a un incremento del ruolo del GNL, con contratti di approvvigionamento aventi caratteristiche analoghe a quelli per l'importazione via gasdotto ma che, generalmente, consentono maggiore essibilità, permettendo in particolare di indirizzare i carichi di GNL in mercati diversi da quelli originariamente ritenuti di destinazione.
1.2.2 Trasporto
Come accennato, il trasporto di gas naturale può essere operato attraverso due distinte tipologie di infrastruttura:
• via gasdotto • via nave.
Trasporto via gasdotto
Il mercato internazionale del gas naturale si è sviluppato in Europa a partire dagli anni '70, in risposta all'esigenza di trasportare quantitativi crescenti dai luoghi di produzione a quelli di consumo: così si sono realizzati i primi gasdotti (Russia, Germania, Italia). Oggi l'Europa è attraversata da una tta rete di gasdotti ad alta pressione con uno sviluppo complessivo di circa 190.000 km, di cui oltre 100.000 km sono concentrati tra Francia, Italia e Germania.
Il sistema interconnesso europeo, in continua espansione, si estende dal Mare del Nord e dal Baltico no al Mediterraneo e dall'Europa orientale e dalla Siberia no all'Atlantico, consentendo di sfruttare le riserve provenienti dalle diverse aree di estrazione, di diversi care le vie di trasporto e di operare scambi a livello internazionale. Inoltre è in grado di garantire la fornitura del gas naturale persino a fronte di problemi di approvvigionamento o punte di consumo particolarmente elevate. All'interno dei singoli paesi il gas naturale
viene veicolato per mezzo delle reti di trasporto nazionali che, nei tratti eserciti in bassa pressione e dotati di elevata capillarità, assumono la con gurazione di reti di distribuzione.
Le infrastrutture chiave su cui si sta concentrando l'Europa per potenziare l'approvvigionamento nel Centro Europa e nei Balcani sono i gasdotti South-stream e Nabucco. Il primo, promosso dalla Russia e partecipato da Gazprom ed Eni, ha l'obiettivo di importare circa 60 Bcm di gas dalla Russia attra-verso un percorso alternativo agli altri gasdotti, ossia attraversando i Balcani per raggiungere il Sud Italia ed agganciarsi attraverso la rete italiana a quella europea per l'interscambio del gas. Lo scopo principale è quindi quello della di-versi cazione del percorso di approvvigionamento del gas russo verso l'Europa Centrale, evitando il passaggio dall'Ucraina e riducendo così i rischi geopolitici.
Figura 1.2: Scenario di approvvigionamento europeo.
Il Nabucco percorre il cosiddetto corridoio sud, per l'importazione di cir-ca 30 Bcm di gas dal Caucir-caso verso il Centro Europa passando per i Paesi balcanici. L'UE lo ha fortemente voluto perché è più coerente con l'obiettivo di diversi cazione delle fonti di approvvigionamento. Obiettivo è importare gas da Paesi che dispongono di ingenti riserve, ossia nel Caucaso (Azerbaijan), in Asia Centrale (Turkmenistan) e nel Medio Oriente (Iran, Iraq).
Vi sono poi altri due gasdotti promossi da accordi tra le compagnie: IGI e TAP. Partendo dalla rete della Turchia raggiungono l'Italia attraverso la Grecia o l'Albania e successivamente attraverso tubature sottomarine. Questo consentirà di portare il gas dalle zone del Caspio al Centro Europa passando per l'Itlia, e ciò conferirà al nostro Paese, con un moderato investimento, un ruolo strategico di hub del gas di transito verso l'Europa Centrale.
Trasporto via nave (GNL)
Se il gas naturale è normalmente trasportato dalle zone di produzione a quelle di consumo attraverso gasdotti, qualora detto trasporto non sia tecnicamente possibile o economicamente conveniente, il gas naturale viene liquefatto e tra-sportato attraverso le c.d. navi metaniere no ai terminali di rigassi cazione, dove, dopo essere stato riportato allo stato gassoso, viene immesso nella rete di trasporto. In sintesi, un terminale di GNL è un impianto nel quale si svolgo-no principalmente le attività di ricezione delle navi metaniere e di scarico del GNL, lo stoccaggio del GNL e la sua vaporizzazione, prima della riconsegna nella rete di trasporto cui il terminale è interconnesso.
Il trasporto via nave è stato sviluppato storicamente in particolare per permettere lo sfruttamento di riserve la cui distanza dai mercati rendeva par-ticolarmente onerosa o tecnicamente di coltosa la realizzazione di gasdotti. Oggi il GNL viene sempre più adottato per poter fruire di una maggiore diver-si cazione delle fonti di approvvigionamento. La capacità di rigasdiver-si cazione contribuisce ancora in modo limitato all'importazione in Italia ma a livello europeo ha portato negli anni un contributo crescente, arrivando a coprire nel 2011 circa il 30% della capacità di importazione totale, con una signi cativa concentrazione della stessa in pochi Paesi2.
1.2.3 Stoccaggio
Per stoccaggio si intende il deposito di gas in strutture geologiche idonee a ricevere, trattenere e rilasciare il gas. La sua funzione prevalente è quella di immagazzinare il gas approvvigionato eccedente i consumi per posticiparne l'u-tilizzo nei periodi di alto fabbisogno e per compensare le variazioni giornaliere o stagionali della domanda. Inoltre rappresenta la risorsa per sopperire alle situazioni di crisi del sistema. Lo stoccaggio è quindi una risorsa altamente strategica, fondamentale per l'equilibrio del sistema.Viene esercito prevalen-temente attraverso strutture geologiche di produzione di idrocarburi opportu-namente convertite (unica modalità presente in Italia) o, in paesi dove ciò è geologicamente possibile, in depositi salini o acquiferi, sia onshore, sia oshore.
Figura 1.3: Ciclo annuale di un sito di stoccaggio (Fonte: Gasplus). L'attività di stoccaggio si compone sostanzialmente di due distinte fasi, correlate alla stagionalità dei consumi. La fase di iniezione (che in Italia va da aprile ad ottobre), durante la quale il gas naturale proveniente dalla rete di trasporto viene immesso nei giacimenti di stoccaggio, e la fase di erogazione
(generalmente da novembre a marzo) quando il gas naturale viene prelevato dal giacimento per essere immesso nel sistema e soddisfare così la domanda.
In mercati liquidi, lo stoccaggio assolve ulteriori funzioni di supporto alla commercializzazione del gas naturale, sia per il bilanciamento, sia per lo sfrut-tamento di opportunità di breve e medio termine derivanti dalle dinamiche di pricing (dierenziali di prezzo tra estate e inverno).
A livello europeo, la capacità di stoccaggio è pari a circa 85 miliardi di metri cubi di working gas3, di cui 50 miliardi costituiti da giacimenti esauriti
di idrocarburi dislocati prevalentemente in Germania, Francia ed Italia, che da soli concentrano oltre il 55% della capacità complessiva. In Italia, la capacità di stoccaggio complessivamente ammonta a oltre 15,5 miliardi, di cui 5,1 miliardi adibiti a riserva strategica.
1.2.4 Vendita nale
Per quanto concerne la fase di vendita nale, essa è stata completamente libe-ralizzata dal 1 gennaio 2003, secondo quanto previsto dal Decreto Legislativo n. 164/00.
L'AEEG ha constatato4 che il mercato al dettaglio del gas naturale ha
conseguito un buon grado di apertura, allineandosi al livello di apertura dei mercati europei, in quanto, al 30 giugno 2011, il 12% dei clienti domestici e il 48% dei restanti delle altre categorie disponevano di un contratto a condizioni di libero mercato. Il trend di crescente concorrenza nel mercato nale italiano, che nel 2010 ha fatto segnare una percentuale di clienti che hanno cambiato
3Ovvero la capacità disponibile per i servizi oerti al mercato. Parte della capacità
di stoccaggio è occupata dal cosiddetto cushion gas, cioè gas che deve essere conservato all'interno del giacimento di stoccaggio per consentirne il corretto funzionamento.
4Nella Segnalazione dell'AEEG sullo stato dei mercati dell'energia elettrica e del gas
fornitore di gas pari al 4,5%, corrispondente a oltre il 33% dei volumi di gas consumati complessivamente in Italia, ha quindi avvicinato l'Italia agli altri mercati europei.
1.3 Percorso normativo in Italia
Il settore del gas naturale in Italia è monitorato e regolato dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG), Autorità indipendente istituita con la legge del 14 novembre 1995, i cui poteri di regolazione settoriale fanno riferimento alla determinazione delle tarie per i servizi regolati (trasporto, stoccaggio, rigassi cazione) e per tutelare alcune tipologie di clienti nali e dei livelli di qualità dei servizi per i quali il mercato non sarebbe in grado di garantire, secondo l'AEEG, l'interesse di utenti e consumatori.
Il mercato del gas in Italia, prima del 2000, era gestito in regime di mo-nopolio da ENI (Ente Nazionale Idrocarburi). L'avvio della liberalizzazione del mercato del gas naturale risale al 1998 con l'emanazione della direttiva europea 98/30/CE, con la quale sono state stabilite le prime norme comuni per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e lo stoccaggio di gas naturale, le norme relative all'organizzazione e al funzionamento del settore del gas natu-rale, compreso il GNL, l'accesso al mercato, le modalità di gestione dei sistemi, nonché i criteri e le procedure applicabili in materia di rilascio di autorizzazioni per il trasporto, la distribuzione, la fornitura e lo stoccaggio di gas naturale.
La direttiva comunitaria 98/30/CE è stata recepita in Italia con il Decreto Letta con cui sono stati declinati gli indirizzi comunitari, in molti casi at-traverso regole più stringenti rispetto alle previsioni contenute nella direttiva sopracitata, promuovendo l'apertura del mercato.
In particolare il Decreto Letta ha previsto:
• in tema di unbundling, la separazione societaria delle attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale da tutte le altre attività del settore, ad eccezione dello stoccaggio (per cui prevede comunque la separazione contabile);
• in relazione all'apertura del mercato, l'idoneità (ovvero la possibilità dei clienti di poter scegliere liberamente il fornitore) n dal 2000 dei clienti industriali, termoelettrici, delle imprese di distribuzione e dei grossisti e disposto che dal 1 gennaio 2003 tutti i clienti sono idonei;
• a tutela e sviluppo della concorrenza i cosiddetti tetti antitrust, ovvero limiti imposti a ciascun operatore alla quantità di gas naturale immis-sibile nel sistema al ne della vendita in Italia e limiti alla vendita ai clienti nali.
Anche in relazione alla c.d. Seconda direttiva gas (2003/55/CE), molte delle disposizioni in essa contenute sono state di fatto recepite nell'ordinamen-to nazionale in modo più stringente rispetnell'ordinamen-to ai requisiti minimi richiesti dalla normativa comunitaria. Ci si riferisce in particolare alle norme di separazio-ne giuridica, organizzativa e decisionale introdotte dall'AEEG con la delibera n. 11/07 in modo da surrogare gli eetti di una vera e propria separazione proprietaria. Infatti, il provvedimento ha da un lato esteso l'ambito di ap-plicazione dell'unbundling funzionale ad attività diver.se dal trasporto e dalla distribuzione (ovvero allo stoccaggio, al GNL), e dall'altro ha previsto l'ado-zione di un modello di governance molto penetrante teso a regolare i rapporti tra società capogruppo e società controllate in modo da:
• garantire la neutralità della gestione delle infrastrutture essenziali per lo sviluppo di un libero mercato energetico;
• impedire discriminazioni nell'accesso ad informazioni commercialmente sensibili;
• impedire i trasferimenti incrociati di risorse tra i segmenti della liera. Il percorso normativo non si è arrestato nel tempo, ed è proseguito con molti interventi legislativi che hanno proseguito il trend di apertura del mercato. I principali e più rilevanti sono i seguenti5:
1. il Decreto Legislativo 93/11 di recepimento del c.d. Terzo Pacchetto Energia;
2. il Decreto Legislativo 13 agosto 2010, n.130 (c.d. Decreto stoccaggi); 3. l'avvio del bilanciamento di merito economico.
1.4
Approvvigionamento in Italia
In Italia l'oerta di gas è rappresentata essenzialmente dalle importazioni sia tramite gasdotto che tramite nave, cui si a anca, anche se in misura sempre più residuale, la produzione nazionale. Per rendere un'idea del progressivo esaurimento dei siti produttivi in Italia, si pensi che negli anni Novanta, tra il 1993 e il 1995, la produzione italiana di gas ha raggiunto il massimo con oltre 20 miliardi di m3/anno, arrivando a soddisfare circa un terzo dei consumi nazio-nali dell'epoca. Da allora il declino è stato costante, circa il 7% ogni anno. Nel 2010 la copertura del fabbisogno interno (pari a circa 83 miliardi di metri cubi) è stata assicurata solo per 8,3 miliardi di metri cubi dalla produzione nazionale. Per quanto concerne le importazioni, il 90% circa del gas importato in Ita-lia proviene da Paesi non appartenenti all'Unione Europea. Il gas giunge6 nel
nostro Paese per circa l'88% attraverso i gasdotti e per circa il 12% via nave. Nel 2010 tale quota è triplicata rispetto all'anno precedente grazie all'entrata in funzio.ne a pieno regime del nuovo terminale di GNL situato al largo del-le coste di Rovigo. Questa quota è potenzialmente destinata ad accrescersi
5Per un'analisi speci ca si fa riferimento all'appendice A al termine di questo lavoro. 6Dati 2010.
Figura 1.4: Dati di consumo, produzione, import ed export di GN - Italia. ulteriormente nei prossimi anni a fronte di possibili ulteriori terminali di rigas-si cazione in costruzione o piani cati per il Paese.
I Paesi extracomunitari da cui proviene il gas (via gasdotto) utilizzato in Italia sono Algeria, Russia e Libia. Le prime due forniscono un terzo ciascuna del fabbisogno complessivo; dalla Libia, invece, arriva il 13% del totale im-portato. Dalla Russia sono giunti nel 2010, attraverso i punti di ingresso di Tarvisio e Gorizia, 22,6 miliardi di metri cubi; dall'Algeria, invece, sono stati importati 25,9 miliardi di metri cubi via tubo a Mazara del Vallo e 9,1 mi-liardi di metri cubi via nave, rigassi cati presso gli impianti di Panigaglia e di Rovigo. Il gas proveniente dalla Libia, pari a 9,4 miliardi di metri cubi, entra in Italia attraverso il punto di Gela della Rete nazionale, mentre i quantitativi importati da Olanda e Norvegia 7,8 miliardi di metri cubi transitano da Passo Gries, presso il con ne svizzero7.
7Si ricorda che il gasdotto Transitgas è stato chiuso a seguito di una frana in Svizzera
Nonostante l'Italia possa fare a damento su di un sistema di approvvigio-nameno ben diversi cato, il nostro Paese e l'Europa sono fortemente dipendenti dalle importazioni di gas dall'estero. Per aumentare la sicurezza degli approv-vigionamenti è fondamentale investire in nuove infrastrutture di trasporto così come promuovere la realizzazione di siti di produzione nei Paesi esportatori.
Pertanto è necessario trovare soluzioni e caci per promuovere l'ulteriore sviluppo di infrastrutture anche per il futuro. Nell'ambito delle misure intra-prese in sede comunitaria in tema di security of supply meritano attenzione due principi contenuti nel Regolamento 994/2010 relativi all'adeguatezza infra-strutturale per la sicurezza delle forniture di gas naturale e recepiti nel nostro ordinamento.
Il primo prevede che il Ministero dello sviluppo economico adotti le misure necessarie a nché entro il 3 dicembre 2014, nel caso di interruzione del usso di gas naturale dalla maggiore delle infrastrutture di approvvigionamento dal-l'estero8, la capacità delle infrastrutture rimanenti sia in grado, anche tenuto
conto delle possibili azioni di riduzione della domanda e della capacità di stoc-caggio di modulazione e strategico nazionale, di soddisfare la domanda gior-naliera totale di gas naturale di punta massima, calcolata con una probabilità statistica almeno ventennale.
Si osserva che allo stato attuale la dotazione infrastrutturale italiana ri-spetta il principio e i progetti attualmente in sviluppo contribuiranno ad incrementare ulteriormente i margini di sicurezza e a diversi care le forniture. Il secondo prevede, entro il 31 dicembre 2013, l'adeguamento delle infra-strutture di trasporto di interconnessione tra Stati Membri, ivi inclusa l'in-terconnessione tra Italia e Centro Europa attraverso il gasdotto Transitgas, in territorio svizzero, mediante la realizzazione di capacità di trasporto bidirezio-nale continua, per assicurare in casi di necessità la possibilità di fornire miglior risposta a livello europeo a possibili crisi locali.
Al riguardo si evidenzia in ogni caso che Snam Rete Gas, l'impresa mag-giore di trasporto di gas naturale, ore già capacità bidirezionale sica per le interconnessioni con Austria e Slovenia mentre è in corso di realizzazione quella verso la Svizzera, espressamente prevista dal D.Lgs. 93/11.
1.5
Trasporto nazionale
Il gas naturale prodotto e importato in Italia raggiunge i singoli punti di prelie-vo (PdR) nel sistema italiano attraverso l'infrastruttura di trasporto composta dalla rete nazionale di gasdotti, dalle reti regionali, e dalle reti di distribuzione locale. La rete di trasporto nazionale, o primaria è costituita di gasdotti in alta pressione che trasportano il gas dai punti di entrata del gas nel sistema (campi di produzione e interconnessione con i punti di importazione) ai punti di uscita, cioè all'interconnessione con le reti di trasporto regionali (alta e me-dia pressione) attraverso le quali il gas giunge alle reti locali di distribuzione (esercite in bassa pressione).
La rete di trasporto del gas nazionale e regionale è gestita da 10 imprese: 7 operano esclusivamente su reti regionali, 3 anche su tratti di rete nazionale. • Snam Rete Gas: possiede circa il 96% della rete di trasporto nazionale, e svolge anche l'attività di dispacciamento. Allo scopo si avvale di un siste-ma integrato di infrastrutture forsiste-mato da oltre 31.500 km di metanodotti e un centro di dispacciamento.
• S.G.I. (Società Gasdotti Italia): controlla una quota prossima al 4% della rete, concentrata nella dorsale tirreno-adriatica tra Lazio e Abruzzo e TMPC (il tratto in acque territoriali italiane del gasdotto proveniente dall'Algeria).
• Edison Stoccaggio: è proprietario e gestore del metanodotto Cavarzere-Minerbio (83 km) che collega il punto di entrata corrispondente
all'im-missione dal rigassi catore di Rovigo della Società Adriatic GNL alla rete nazionale dei gasdotti.
• Vi sono in ne altri 7 operatori minori che possiedono piccoli tratti di rete regionale.
Nel 2010 sono stati riconsegnati sulle reti di trasporto circa 75 miliardi di metri cubi a oltre 7.600 punti di riconsegna. La crisi economica ha comportato una diminuzione nei consumi e conseguentemente l'attività di trasporto ha re-gistrato un calo rispetto al passato, che può essere valutato in media nell'ordine del 3,9%, ma dierenziato secondo le classi di utenza. Le riconsegne al termoe-lettrico sono infatti diminuite del 15,1%, quelle ai clienti nali industriali del 14,1%, mentre i volumi di gas immessi negli impianti di distribuzione risultano cresciuti dell'1,7%9. L'accesso al servizio di trasporto è di tipo regolato, così
come le tarie che vengono de nite sulla base di criteri stabiliti dall'Autorità e approvate ogni anno da quest'ultima.
I costi del gas in Italia, al netto dell'imposizione scale, sono determinati per oltre il 70% dal costo della materia prima alla frontiera (costo della materia prima e del trasporto lungo le reti estere), per poco meno del 20% dal trasporto, distribuzione e stoccaggio e per il 10% dal margine di vendita alla clientela nale.10
9Le dierenze dai consumi riportate comprendono le riconsegne agli stoccaggi e alle
al-tre imprese di trasporto, olal-tre ai clienti nali non industriali o termoelettrici direttamente allacciati alla rete di trasporto.
10Nel caso dell'energia elettrica, in Italia attualmente i costi di produzione contano per
il 60% dei costi nali complessivi, i cosiddetti oneri di sistema e le imposte per poco meno del 10% ciascuno, mentre la trasmissione e distribuzione rappresentano, complessivamente, poco più del 20%.
1.6
Distribuzione e misura
L'attività di distribuzione del gas è, ad oggi, un'attività regolata, svolta da oltre 250 dierenti imprese, in regime di concessione rilasciata esclusivamente tramite gara dagli enti locali per un periodo massimo di 12 anni. E' svolta attraverso un sistema integrato di infrastrutture (cabine per il prelievo, im-pianti di riduzione della pressione, reti di distribuzione, punti di riconsegna), che consentono di trasportare il gas dalla rete di trasporto (in corrispondenza dei c.d. city-gate) no ai clienti nali.
La numerosità degli operatori è in progressiva riduzione a seguito di accor-di, fusioni ed aggregazioni tra le numerose realtà locali, ma sarà la riforma del settore a ridurre sensibilmente il numero dei distributori che si contenderan-no le concessioni nei 177 ambiti di gara in cui è stato suddiviso il territorio nazionale.11 Il distributore è anche il soggetto a cui è attribuita la titolarità
del servizio di misura sulla propria rete. Con delibera n. 155/08 l'Autorità ha previsto la progressiva sostituzione dei contatori elettromeccanici con con-tatori elettronici, in analogia con quanto già fatto per il settore elettrico12.
Il contatore elettronico permetterà di registrare tempestivamente i consumi dell'utente a livello anche giornaliero, il che tra l'altro potrà consentire una maggiore correlazione tra il prezzo di acquisto del gas e i pro li di consumo degli utenti rispetto all'utilizzo del contatore tradizionale.
11La tradizionale ripartizione geogra ca tra Nord, Centro, Sud e Isole mantiene la netta
predominanza del Nord nel quale viene distribuito il 71% del gas totale a poco meno di 12,5 milioni di clienti; seguono il Centro con il 19,7% del gas erogato a 5,3 milioni di clienti e il Sud e Isole con il 9,3% di gas a 3,9 milioni di clienti.
12In concreto, la diusione su larga scala del contatore elettronico potrà essere resa
pos-sibile solamente dalla risoluzione di alcune criticità di tipo tecnico (legate in particolare alle modalità di trasmissione dei dati e all'autonomia delle batterie necessarie per il funziona-mento dei contatori) che sono ancora allo studio degli operatori del settore e dei costruttori di apparecchi.
1.7
Stoccaggio in Italia
L'attività di stoccaggio permette un'ottimizzazione dinamica delle infrastrut-ture disponibili al ne di soddisfare le richieste degli utenti del Sistema. In Italia è un'attività soggetta a concessione da parte del MiSE13 ed il principale
operatore è Stogit, che gestisce circa il 96% della capacità di stoccaggio com-plessiva. La restante quota è gestita da Edison Stoccaggio. La taria, de nita sulla base di criteri stabiliti dall'AEEG e da quest'ultima approvata ogni anno è la più bassa d'Europa.
Figura 1.5: Centrali di stoccaggio attive in Italia - anno 2012.
Il sistema degli stoccaggi è gestito da ciascun operatore come un unico sistema integrato (hub) per il cui accesso gli utenti corrispondono una taria unica a livello nazionale. Attraverso un sistema di perequazione le due imprese di stoccaggio percepiscono i propri ricavi di riferimento approvati dall'Auto-rità. Le regole di accesso alla capacità e ai servizi di stoccaggio sono de nite dall'AEEG.
Per l'anno termico 2010-2011 il sistema di stoccaggio ha oerto una dispo-nibilità complessiva per il conferimento di riserva attiva (c.d. working gas) pari a oltre 15,5 miliardi di metri cubi di cui una quota pari a circa 5,1
di di metri cubi è destinata alla riserva strategica. La disponibilità di punta giornaliera in erogazione, valutata al termine dell'erogazione del gas destinato al servizio di modulazione e minerario, è pari complessivamente a circa 153 milioni di metri cubi al giorno.
1.8 Rigassi cazione
In Italia il gas naturale liquefatto è immesso nella Rete Nazionale di trasporto attraverso l'interconnessione con il terminale GNL di Panigaglia e il terminale di Rovigo. L'impianto di Panigaglia, di proprietà della società GNL Italia S.p.A, a lungo è stata l'unica struttura per la ricezione e la rigassi cazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL) esistente in Italia cui si è a ancato l'impianto al largo di Rovigo14. La capacità conferibile giornaliera a Panigaglia è pari a
11,5 milioni di m3/giorno, quella a Rovigo pari a 26,4 milioni di m3/ giorno. Nella tabella seguente vengono presentate le capacità di importazione di GNL a livello europeo (suddiviso per Paese).
Figura 1.6: Capacità di importazione di GNL europea.
14Prima oshore gravity based structure al mondo, è di proprietà della società Terminale
1.9 Commercializzazione
L'attività di commercializzazione del gas, ultima fase della liera, si esplica sia attraverso le vendite all'ingrosso sia con le vendite al dettaglio. A decorrere dal 1 gennaio 2003 le imprese che intendono svolgere attività di vendita del gas naturale a clienti nali devono essere autorizzate dal MiSE15. Le aziende
che in Italia risultano autorizzate alla vendita ai clienti nali sono ben 41116 e
testimoniano una concorrenza in crescita nel mercato.
I clienti di gas naturale sono tradizionalmente segmentati nel seguente modo: domestici; commercio e servizi; industria; generazione elettrica.
1.10 Punto di Scambio Virtuale
Gli strumenti per la commercializzazione all'ingrosso del gas si sono diversi -cati nel tempo; quelli attualmente in uso sono costantemente in evoluzione in risposta alle continue richieste di essibilità che provengono dal mercato. Sul lato pratico vengono convenzionalmente identi cati quali punti di consegna del gas scambiato e come luoghi di mercato:
• gli hub sici, dove si incontrano diverse infrastrutture di trasporto ed interconnessione tra più paesi (metanodotti o terminali di rigassi cazio-ne) e avviene il trasferimento sico del gas. In Europa gli hub sici sono rappresentati dallo Zeebrugge hub in Belgio e dal CEGH in Austria; • gli hub virtuali, cioè punti convenzionali all'interno di un sistema
infra-strutturale, nazionale o regionale, per lo scambio di gas fra gli operatori all'interno di un sistema di rete. In Europa i principali sono: NBP
15L'autorizzazione è rilasciata allorché il richiedente dispone di un servizio di
modulazio-ne adeguato, dimostra la provenienza del gas e l'a dabilità delle condizioni di trasporto, dispone di capacità tecniche e nanziarie adeguate.
in regno Unito, TTF in Olanda, PEGs in Francia, NCG e Gaspool in Germania.
Figura 1.7: Mappa degli Hub Europei (Fonte: Gasplus).
Le forme di organizzazione del trading presenti agli hub sici e virtuali possono essere di varia natura:
• le piattaforme elettroniche per l'incontro della domanda e dell'oerta, in alcuni casi sono organizzate dai gestori delle reti, in maniera indipendente o su impulso dei regolatori;
• le borse del gas, o gas exchange, sono esperienze recenti.
In Europa esistono diversi operatori che gestiscono aste per prodotti stan-dardizzati di gas: l'APX olandese, l'EEX tedesco, il Powernext francese. Rap-presentano forme di trading anonime, con rischio di controparte ridotto o nullo, attraverso le quali è possibile acquistare prodotti standardizzati, tipicamente di breve o brevissimo periodo (mercato spot); il prezzo di riferimento è pubblico.
In Italia, da ottobre 2003, secondo la normativa in vigore, gli operatori del gas possono eettuare cessioni e scambi di gas immesso nella Rete nazionale presso un punto virtuale concettualmente localizzato tra i punti di entrata e i punti di uscita della rete nazionale: il Punto di Scambio Virtuale (di seguito PSV).
Il PSV rappresenta un utile strumento di bilanciamento e le transazioni si eettuano sulla base di contratti bilaterali over.the.counter. Negli anni ha notevolmente accresciuto la sua importanza, in termini sia di volumi scambiati, sia di numero delle contrattazioni.
1.11
La Borsa
Il decreto del 18 marzo 2010 ha dato avvio, a partire dal 10 maggio 2010, alla piattaforma di negoziazione per l'oerta gas, un mercato organizzato per gli scambi di gas naturale volto al conseguimento di una maggiore concorrenzia-lità e essibiconcorrenzia-lità nel mercato all'ingrosso. La gestione e l'organizzazione della piattaforma negoziale sono assegnate al Gestore dei Mercati Energetici (GME). Sulla piattaforma, sono trattati i volumi di gas connessi all'adempimen-to da parte degli importaall'adempimen-tori di gas italiani da Paesi extra UE degli obblighi sanciti dal Decreto Legge n. 7/2007 (si tratta di quote, variabili dal 5% al 10%, del gas importato sulla base di contratti di approvvigionamento da Paesi extra.UE per i quali la necessaria autorizzazione ministeriale è stata rilasciata dopo il gennaio 2007) nonché la vendita dei volumi corrispondenti alle royalties dovute allo Stato da parte dei titolari delle concessioni di coltivazione nazio-nali. È inoltre lasciata facoltà agli operatori, anche diversi dagli importatori, di trattare sulla piattaforma ulteriori volumi di gas rispetto ai quantitativi ob-bligatori secondo modalità di oerta e di consegna stabilite dall'Autorità per l'energia telettrica e il gas.
La legge n. 99 del 23 luglio 2009 (articolo 30 comma 1) ha a dato al GME, in esclusiva, la gestione economica del mercato del gas naturale. Dal 10 mag-gio 2010, come de nito da decreto del Ministero per lo Sviluppo Economico, il GME gestisce la piattaforma per la negoziazione del gas naturale (P-GAS) su cui gli importatori orono le quote con obbligo di oerta ed i titolari di concessioni di coltivazione di giacimenti vendono le aliquote dovute allo Stato. A questo, recentemente, si è aggiunto un ulteriore tassello per il comple-tamento di una vera e propria Borsa del gas (M-GAS): il 29 novembre 2010 il ministero ha approvato il Regolamento del mercato del gas dove, a die-renza della P-GAS, il GME svolge anche il ruolo di controparte centrale delle transazioni concluse dagli operatori sul mercato del gas naturale (articolato in mercato del giorno prima e mercato infragiornaliero) dove gli operatori pos-sono acquistare e vendere quantitativi di gas naturale a pronti. L'M-GAS si articola in:
• mercato del giorno prima del gas (MGP-GAS). Il MGP-GAS si svolge in due fasi successive tra loro, nella prima fase le negoziazioni si svolgono secondo le modalità di negoziazione continua, nella seconda fase secondo le modalità di asta. Sul MGP-GAS vengono selezionate oerte di acqui-sto e di vendita di gas relative al giorno-gas di calendario successivo a quello in cui termina la sessione della negoziazione ad asta.
• mercato infragiornaliero del gas (MI-GAS). Il MI-GAS si svolge in un'u-nica sessione secondo le modalità della negoziazione continua. Sul MI-GAS vengono selezionate oerte di acquisto e di vendita di gas relative al giorno.gas corrispondente a quello in cui termina la sessione.
1.12 Il GN per la produzione di energia elettrica
Negli usi industriali, commerciali e civili è largamente diuso l'uso di energia elettrica e del gas naturale. Nell'UE quasi il 40% dei consumi interni di energia primaria è destinato alla produzione di energia elettrica ed il gas naturale è ormai diventato in molte nazioni il combustibile principale per la produzione di elettricità.17.
I principali motivi alla base dell'uso del GN e dell'elettricità come forme di energia riguardano il fatto che:
• possono essere facilmente convertite in altre forme di energia, princi-palmente termica e meccanica (nel caso dell'elettricità anche lumino-sa), e possono essere utilizzate per più usi contemporaneamente (ad esempio, con riferimento agli usi civili per illuminazione, cottura cibi e riscaldamento);
• la combustione di gas naturale genera emissioni in misura assai contenu-ta rispetto ad altre fonti e la produzione di energia elettrica consente di centralizzare e di rendere maggiormente e ciente la combustione di al-cune materie prime, riducendone di molto l'impatto inquinante, rispetto all'utilizzo delle stesse materie prime in modo decentrato (ad esempio, combustione del carbone e del legname);
• sono trasportabili e distribuibili in modo capillare senza particolari pro-blemi tecnici e di sicurezza.
Le qualità speci che appena elencate fanno ritenere che, almeno per un lungo periodo, la disponibilità di energia elettrica e digas naturale rimarrà
17Per maggiori dettagli sulla ripartizione dei consumi di energia primaria nelle maggiori
economie industrializzate e sul ruolo che in questo ambito hanno assunto l'energia elettrica e il Gn si veda la Relazione annuale sullo stato dei servizi e sull'attività svolta dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas, anno 2004.
essenziale per un sistema economico ragionevolmente avanzato e per garantire standard di vita accettabili.
Capitolo 2
Analisi di portafoglio per
l'ottimizzazione del mix di
produzione
2.1 Introduzione
Lo scopo di questo studio è di descrivere l'analisi di ottimizzazione di portafo-glio che sviluppa e valuta le combinazioni ottime ed e cienti di produzione di energia elettrica dell'UE per il 2020, in un ambiente con incertezza sui prezzi della CO2. Queste combinazioni ottime di portafoglio sono costruite per
mini-mizzare il costo ed il rischio di generazione attesi, garantendo contemporanea-mente la sicurezza energetica, e possono essere utilizzate come benchmark per valutare le strategie di generazione di elettricità con livelli minimi di emissioni di CO2.
La domanda che spinge a questa analisi è se esistano, rispetto al portafoglio secondo le proiezioni 2020 EU-BAU (business-as-usual), portafogli ottimi ed e cienti che sono meno rischiosi, meno costosi e che sostanzialmente riducono le emissioni di CO2 e la dipendenza dalle importazioni.
Nello sviluppare questi risultati, si procede come segue. La prima parte s-sa i principi dell'approccio di planning ba s-sato sulla teoria di portafoglio. Suc-cessivamente vengono descritti i dati necessari e come possono essere stimati. Utilizzando questi dati, si identi cano i portafogli ottimali per la generazione elettrica europea per il 2020 e vengono presentati i principali aspetti di que-sti portafogli. Sarà interessante il risultato, che potrà dare ulteriore riscontro positivo al percorso già intrapreso dalle autorità o invece dare indicazioni su possibili correzioni nelle scelte di produzione di energia elettrica per ciascun tipo di tecnologia.
2.2 Quale criterio adottare
L'analisi dei portafogli e cienti per la generazione di energia elettrica in Euro-pa può essere portata avanti per mezzo della teoria di portafoglio, solitamente usata in ambito nanziario, che permette di determinare la frontiera delle com-binazioni tra tecnologie di produzione di energia elettrica che sono ottimali per un certo orizzonte temporale e una data zona geogra ca. L'analisi procederà con il confronto tra i portafogli possibili, ognuno con aspetti migliorativi o peggiorativi rispetto all'obiettivo (BAU Business As Usual) che si è preposta l'Unione Europea per il 2020.
Tradizionalmente le valutazioni in campo di produzione energetica si con-centrano molto sul lato dei costi di produzione. La scelta delle tecnologie da adottare va quindi a ricadere su quelle che presentano i minori costi. Innanzi-tutto è utile speci care quali elementi sno inclusi nella de nizione di costo.
Il costo di una tecnologia può essere suddiviso in diverse componenti: • Costi di costruizone dell'impianto (Capital costs)
• Costi di manutenzione e funzionamento (O&M costs)
• Costi per l'emissinoe di CO2(non sempre presenti per tutte le tecnologie)
Questo approccio ha funzionato abbastanza bene in una era tecnologica segnata da una relativa certezza di costi, data soprattutto dai bassi tassi di miglioramento tecnologico, ed alternative di generazione omogenee dal punto di vista tecnologico e prezzi dell'energia su cientemente stabili.
Tuttavia, al giorno d'oggi la piani cazione di produzione di energia elet-trica è una materia molto più complessa, che deve tenere conto di un futuro molto più incerto rispetto a prima ed una più ampia scelta di risorse e tec-nologie a disposizione. In un contesto simile, tentare di compiere scelte sulla base dei minori costi è molto di cile e le scelte intraprese sulla base di tale criterio potrebbero rivelarsi molto rischiose. È quindi auspicabile adottare un criterio che permetta di tenere conto di diversi scenari futuri possibili, e che mantenendo una certa semplicità di calcolo, permetta di trovare delle strategie che mantengano la loro economicità senza essere in balia degli eventi.
Date queste premesse, si può arontare il problema della piani cazione elet-trica invece che studiando i costi di ciascuna tecnologia, valutando i portafogli e le strategie di produzione di elettricità. Per fare questo si utilizzano tecniche della moderna teoria nanziaria, in questa sede viene utilizzata la teoria di portafoglio media-varianza. L'analisi di portafoglio è largamente usata dagli investitori nanziari per creare portafogli a basso rischio ed alto rendimento che rispettino determinate condizioni economiche1.
La teoria di portafoglio si adatta bene al problema della piani cazione e valutazione di portafogli e strategie per la produzione di elettricità perché la piani cazione energetica è simile agli investimenti in attività nanziarie, dove i
1In appendice viene presentata brevemente questa metodologia applicata al portafoglio
portafogli nanziari sono largamente usati dagli investitori per gestire il rischio e massimizzare la performance sotto una varietà di scenari imprevedibili.
In breve, ogni titolo ha un rendimento atteso ed un grado di rischio, misura-to dalla deviazione standard. Combinando diversi timisura-toli insieme si costruiscono dei portafogli il cui rendimento atteso è la media pesata dei rendimenti dei ti-toli che lo compongono ed il rischio è la media pesata delle varianze secondo le formule presentate in appendice. Gli investitori compiono le loro scelte in modo razionale, sono soggetti avversi al rischio, e cercheranno di scegliere tra i portafogli e cienti quello che meglio si adatta alle loro preferenze di rischio-rendimento. I portafogli e cienti sono quelli che massimizzano il ritorno atteso per ogni livello di rischio dato ed al contempo minimizzano il rischio per ogni livello di rendimento atteso.
Allo stesso modo, è importante pensare alla generazione di elettricità non in termini del costo di una speci ca tecnologia oggi, ma in termini del suo costo di portafoglio. Ad ogni tempo dato, alcune alternative del portafoglio potrebbero avere alti costi mentre altre potrebbero averne di minori, ma nel tempo una combinazione ragionata di alternative può minimizzare i costi com-plessivi di generazione rispetto ad un dato livello di rischio. Quindi il punto focale di questa analisi è l'abbandono di una valutazione di tipo stand - alo-ne di ciascuna tecnologia, e invece passare ad una valutazioalo-ne del contributo che ciascuna tecnologia dà al costo e al rischio di portafoglio. Le tecniche di planning elettrico basate sulla teoria di portafoglio, suggeriscono vari modi per sviluppare portafogli diversi cati con livelli di rischio noti che sono commen-surati con i loro costi complessivi di generazione. Semplicisticamente, queste tecniche aiutano ad identi care i portafogli di produzione che possono mini-mizzare il costo energetico ed il rischio di prezzo che una società deve arontare. Questo ha anche importanti implicazioni per l'approvvigionamento ener-getico. Nonostante le considerazioni riguardo la sicurezza energetica siano
ge-neralmente focalizzate sulla minaccia di interruzioni improvvise del servizio2,
si può considerare anche un secondo aspetto ugualmente cruciale: il rischio di aumenti inaspettati nei costi dell'elettricità. La sicurezza energetica si riduce quando i Paesi (e le imprese individuali) mantengono portafogli ine cienti che sono esposti senza necessità alla volatilità del rischio di costo dei combustibili fossili.
2.3 Approccio di portafoglio: caso a 2 tecnologie
La teoria di portafoglio è stata sviluppata per l'analisi nanziaria col ne di localizzare portafogli con il massimo rendimento atteso ad ogni livello di rischio atteso di portafoglio. In appendice B vengono presentati i concetti base di questa teoria e viene spiegato come vengano applicati ad un portafoglio di generazione elettrica. Un punto importante da notare è che nel caso dei portafogli di generazione elettrica, è molto conveniente ottimizzare i costi di generazione di portafoglio invece che i rendimenti del portafoglio.
Il costo di generazione atteso del portafoglio è la media pesata dei costi di ciascuna tecnologia. Il rischio atteso di un portafoglio elettrico - che è, la uttuazione attesa del costo di generazione nel portafoglio di anno in anno -è una media pesata dei rischi dei costi di ciascuna tecnologia, tenendo conto anche degli eetti delle loro correlazioni o covarianze. Ogni tecnologia di per se stessa è caratterizzata da un insieme di ussi di costo, compresing capital outlays, le spese del combustibile, di operatività e manutenzione (O&M), ed i costi per le emissioni di CO2. Di conseguenza, per ogni tecnologia il rischio
consiste nella deviazione standard delle variazioni annuali di questi input di costo.
La teoria di portafoglio migliora il processo decisionale nel modo seguente. Prima di tutto, dato che l'investitore necessita solo di considerare i portafogli su
quella che viene chiamata la frontiera e ciente, piuttosto che tutto l'universo dei possibili portafogli, sempli ca il problema di selezione di portafoglio. In secondo luogo, quanti ca la nozione che la diversi cazione riduce il rischio. Per il planning elettrico, l'ottimizzazione di portafoglio valorizza le relazioni tra le varie componenti di costo delle tecnologie (ad esempio le correlazioni). Si possono prendere ad esempio i prezzi del carburante. Dato che sono correlati tra loro, un portafoglio con prevalenza di fonti fossili non è diversi cato ed è esposto al rischio di prezzo del carburante. Invece le rinnovabili, il nucleare e le altre opzioni non fossili diversi cano il mix e riducono il suo rischio atteso perché i loro costi non sono correlati con i prezzi dei combustibili fossili.
L'eetto di diversi cazione del portafoglio è illustrato nel gra co 2.1, che mostra i costi ed i rischi per vari portafogli a due tecnologie. La tecnologia A è rappresentativa di una alternativa di generazione con più alto costo e minore rischio - come ad esempio il fotovoltaico (PV). Ha un costo (illustrativo) atteso di circa Euro 0.10 per kWh con un rischio atteso anno per anno dell'8% circa. La tecnologia B è un'alternativa con un costo minore ed un rischio maggiore -come ad esempio può essere la generazione gas- red. Il suo costo atteso è circa Euro 0.055 per kWh e il rischio atteso è del 12% circa. Il fattore di correlazione tra i ussi di costo totale delle due tecnologie è ipotizzato pari a zero. Questa è una sempli cazione dato che nella realtà il costo del fotovoltaico mostra una correlazione non nulla con il costo della generazione per combustione di gas.
Come conseguenza dell'eetto portafoglio, il rischio totale di portafoglio diminuisce quando la tecnologia più rischiosa (B) viene aggiunta ad un porta-foglio formato al 100% dalla tecnologia di tipo A. Per esempio, il portaporta-foglio J, che comprende il 90% della tecnologia A e il 10% della B, mostra un rischio atteso minore del portafoglio J. Questo è contro intuitivo, dato che la tecnolo-gia B è più rischiosa della A. Il portafoglio V, quello con la varianza minima, ha un rischio di circa il 4%, che è la metà del rischio di A e un terzo del rischio di B. Questo tuttavia mostra le ragioni per la diversi cazione.
Figura 2.1: Frontiera dei portafogli possibili.
Gli investitori non terrebbero nessuna combinazione al di sopra del porta-foglio V, perché si possono ottenre combinazioni con rischio equivalente ad un costo minore sulla parte solida del gra co. Il portafoglio K è quindi superiore al 100% A. Ha lo stesso rischio, ma un minore costo atteso. Gli investitori non terrebbero un portafoglio che consista solo della tecnologia A, ma piuttosto terrebbero una combinazione come K.
In una valutazione stand alone, la tecnologia A è più costosa, ma combinata con B, come nel portafoglio K, ha una combinazione di rischio e costo più convincenti. Non soltanto il mix K è superiore al 100% A, molti investitori lo considererebbero superiore anche al 100% tecnologia B. Paragonato a B, il mix K riduce il rischio di un terzo mentre al contempo aumenta il costo di solo il 10% (0.005 per kWh), che dà uno Sharpe ratio3 maggiore delle altre
3L'indice di Sharpe (Sharpe ratio) di un portafoglio di titoli, così chiamato in onore
del premio Nobel per l'economia 1990 William Sharpe, è una misura della performance del portafoglio. Essa esprime il rendimento di un portafoglio titoli, al netto del rendimento non rischioso (in inglese riskfree rate), normalmente inteso come il tasso d'interesse di prestiti statali AAA a breve scadenza, in rapporto al rischio (volatilità, deviazione standard) del portafoglio stesso. Viene così indicato il rendimento in termini percentuali per ogni unità di rischio del nostro investimento.
due soluzioni. Il mix K mostra che combinazioni di portafoglio di alternative ben diversi cate producono risultati e cienti, che non possono essere misurati usando i concetti di costo stand-alone. Per riassumere, l'ottimizzazione di portafoglio localizza i portafogli di genrazione con il costo minimo ad ogni livello di rischio di portafoglio, rappresentati dalla parte slida della linea in Figura, che è quella tra i punti V e B.
2.4 Considerazioni sul rischio
La teoria nanziaria divide il rischio totale in due componenti: il rischio non si-stematico (o rischio speci co dell'impresa) che in uenza primariamente i prezzi di un asset ed il rischio sistematico (o anche detto rischio di mercato) che in- uenza i prezzi di tutti gli assets. I rischi del primo tipo possono essere ridotti per mezzo della diversi cazione. Il rischio sistematico si riferisce al rischio co-mune a tutte le securities e non può essere diversi cato all'interno di uno stesso mercato. Nel portafoglio di mercato il rischio non sistematico sarà diversi cato nella misura massima possibile. Il rischio sistematico è quindi pari al rischio del portafoglio di mercato (ossia alla deviazione standard ad esso associata).
Nel caso delle tecnologie di generazione e di altri assets reali, la diversi ca-zione e il rischio di portafoglio sono spesso fraintesi. Alcuni analisti adottano un approccio ingegneristico che cerca di enumerare tutti i rischi, inclusi quelli che non in uenzano nel complesso il rischio di portafoglio per merito della di-versi cazione. Ignorando gli eetti della diversi cazione in questo modo, tut-tavia, arriveremmo ad una stima del rischio di portafoglio sistematicamente biased verso l'alto.
Per esempio, le uttuazioni annuali nell'output elettrico da un impianto eolico sono un rischio non sistematico e sono probabilmente non rilevanti per gli scopi del portafoglio dato che non soino correlate al rischio di altri ussi di costo di portafoglio - tuttavia questo rischio non sistematico presenta un
rischio potenziale per il proprietario dell'impianto eolico. Ma nel caso di un mix molto grande, disperso geogra camente come è il portafoglio di genera-zione della UE, la variabilità delle risorse eoliche anno per anno può essere considerata random e non correlata con i prezzi dei combustibili fossili o altre componenti di costo di generazione. Mentre è possibile misurare la deviazione standard della risorsa eolica annualmente in una certa zona, la sua correlazione all'output di altri impianti eolici nel continente (vedi Figura 2.2), o ad altri se non la maggior parte di altre componenti di costo di produzione, è ipotizzabile pari a zero. Quindi, la variabilità eolica in una certa zona non contribuisce signi cativamente al rischio di portafoglio.
Figura 2.2: Correlazione tra siti.
Da una prospettiva di portafoglio, c'è un altro importante punto da consi-derare. I costi operativi per l'eolico, il solare, e altre rinnovabili passive capital intensive, sono essenzialmente ssi nel tempo, quindi li consideriamo privi di rischio. Forse più importante è che questi costi non sono correlati con i prezzi dei combustibili fossili. Questo permette a queste tecnologie di diversi care il mix di produzione e migliora la sua performance costo-rischio. Data una dispersione geogra ca su ciente nelle risorse eoliche4, come ci si aspetterebbe
4Dati presi da A Report on the Correlation Between Wind Speed and Distance for 12
in un portafoglio energetico a livello europeo, il costo operativo di un sistema di produzione con il 30% di eolico uttuerà meno da anno ad anno che un sistema senza eolico.
2.5 Dati necessari per l'analisi
Per applicare l'ottimizzazione di portafoglio al mix di produzione a livello UE sono necessari i seguenti input:
• Costi di capitale, costi del cobmustibile, costi operativi, costi per la CO2
per unità di prodotto (kWh) per ogni tecnologia di generazione; • Il rischio o la deviazione standard per ciascuna componente di costo; • I fattori di correlazione tra tutte le componenti di costo.
Nel prosieguo analizzeremo ciascun input ed il modo con cui viene utilizzato per identi care i portafogli ottimi5.
2.5.1 I costi
La gura 2.3 mostra i costi di produzione 2020 per varie tecnologie6. Per
quanto riguarda i costi della CO2, è stato utilizzato un valore di Euro 35/t CO2.
Questo può essere interpretato come un prezzo di mercato atteso della CO2,
assumendo che le politiche economiche che puntavano ad includere il costo economico delle emissioni di CO2 ad un prezzo di mercato7. In alternativa,
in assenza di tali politiche, il costo della CO2 può essere interpretato come il
prezzo ombra della CO2, stimato sulla base del costo economico delle emissioni
5Un presentazione più dettagliata dei dati e delle stime può essere trovata in Awerbuch
e Yank (2007).
6Fonte: dati di performance e di costo TECHPOLE; per i costi dei carburanti
fos-sili si vedano le proiezioni della Commissione Europea (European Commission 2006) e dell'International Energy Agency (IEA 2006).
e sui costi di abbattimento. Per il costo di capitale, questo studio ipotizza un pieno recupero dei costi di capitale per la capacità di produzione nuova e già installata. Nonostante i costi di capitale siano persi (già sostenuti) da una prospettiva economica, abbiamo assunto che i produttori di elettricità ssino i prezzi in modo tale da recuperare tali costi. Questa assunzione potrebbe non tenere in un processo di decision making giornaliero, ma nel tempo i produttori non possono rimanere sul mercato a meno che non recuperino tali costi. Quindi, un approccio di recupero full-cost viene implementato sia per le centrali esistenti che per quelle nuove.
Figura 2.3: Costi di generazione al 2020 (Euro/MWh) per varie tecnologie. Come mostra la gura 2.3, un costo per l'integrazione di sistema (system integration charge) viene aggiunto alla generazione eolica per compensare per i costi di intermittenza. Questo aggiustamento è necessario perché l'eolico è una tecnologia ad output variabile. L'integrazione di sistema è un argomento complesso. Molti pensano all'eolico come intermittente, tuttavia sono poche le volte in cui l'output dell'eolico è nullo8. L'organizzazione esistente del network
elettrico e i protocolli richiedono all'integrazione dell'eolico di avere livelli extra di capacità di backup per bilanciare il sistema quando l'output dell'elettricità
da eolico è ridotta. I costi sono stati quanti cati in numerosi studi con risultati simili9. L'analisi segue i risultati della survey UKERC (2006), che stima i costi
aggregati dell'intermittenza in un range di Euro 7.5-12 per MWh per un livello di 20% di penetrazioni dell'eolico. Dato che le stime del costo d'intermitten-za in Europa sono in un certo senso più basse10 viene applicato un costo di
integrazione di Euro 10/MWh. Questa analisi, tuttavia, non include i rischi sistematici possibili associati che potrebbero diventare più signi cativi per le penetrazioni di eolico superiori al 20-30%.
2.5.2 I rischi
La tabella seguente riassume le stime del rischio tecnologico, espresso come le deviazioni standard dei holding-period-returns basate sui dati storici per ciascuna componente di costo.
Figura 2.4: Deviazioni standard dei rendimenti del periodo di mantenimento (HPR) per i ussi di costo di ciascuna tecnologia di generazione (in %).
Iniziamo con il rischio di costo del capitale, o costruzione. Questo varia in base al tipo di tecnologia ed è generalmente relativo alla complessità e durata del periodo di costruzione. Una analisi della World Bank che copre un grande numero di progetti stima la deviazione standard degli esborsi del periodo di
9Dale e al. 2004, DENA Grid Study 2005, e UKERC 2006, per esempio.
10DENA Grid Study 2005, per esempio, ha stimato un costo circa o minore a Euro
costruzione per le centrali termiche (in primo luogo, le centrali a carbone) al 23% e al 38% per i grandi impianti idroelettrici. Per lo scopo dell'analisi, si applica il valore delle centrali termiche al rischio del periodo di costruzione delle centrali nucleari. In un certo senso, questa è una sempli cazione arbi-traria. Molti credono che questi rischi siano molto superiori. Altri, tuttavia, credono che tali rischi si risolveranno da soli con l'esperienza. Le stime per il rischio dell'eolico, del gas, del geotermico, e del solare sono stati determinati in Awerbuch et. Al. (2005) tramite interviste. Il rischio del costo di costruzione della capacità esistente era stato stimato a circa lo zero per cento. Questo sug-gerisce che i nuovi impianti sono più rischiosi che quelli vecchi per esempio, i rischi per una centrale a carbone nuova, non ancora costruita, sono maggiori di quelli per una già esistente.
I rischi di costo di combustibile sono stati stimati sulla base dei prezzi storici delle importazioni Europee di combustibile fossile (1980-2005) presi dal database IEA. Sono state utilizzate le osservazioni annuali dei prezzi perché eli-minano le variazioni stagionali che potrebbero in ciare il risultato. In pratica, i produttori di elettricità comprano il combustibile attraverso approvvigiona-menti spot e a contratto così che il costo in ogni periodo di calendario sia misurato al meglio come totale dell'esborso diviso per il totale del combustibi-le consegnato. Le deviazioni standard HPR del costo del combustibicombustibi-le vanno da 0.14 per il carbone allo 0.24 per il petrolio. Ovviamente, le tecnologie rin-novabili e geotermiche non richiedono esborsi per il combustibile e quindi non c'è rischio di costo di combustibile.
I rischi degli esborsi operativi e di manutenzione sono di cili da stimare. Tipicamente, le stime possono essere trovate nei registri aziendali. Ma spesso, questi non sono disponibili al pubblico. Anche se lo fossero, le politiche di ma-nutenzione potrebbero non tenere i registri in un formato adatto per l'analisi che si sta facendo in questa sede. Inoltre, le società manovrano questi registri per promuovere nel complesso gli obiettivi aziendali, che potrebbero quindi risultare in valori fuorvianti. Per esempio, durante i periodi di scarsa
