APPUNTI SULL’OLIGOPOLIO ELETTRICO

Economia del Mercato Elettrico

http://www.die.unipd.it/files/lezione_3_2011.pdf

Quando non si è in concorrenza perfetta si parla di oligopolio ogni qual volta ci siano pochi produttori sul lato dell’offerta.

Il settore elettrico è uno dei settori di oligopolio per eccellenza.

http://www.autorita.energia.it/allegati/pubblicazioni/IC22.pdf

4.1 Il modello di oligopolio presente sui mercati rilevanti

L’analisi della struttura del mercato all’ingrosso dell’energia elettrica e del potere di mercato

unilaterale, condotta nel capitolo precedente, ha chiaramente mostrato che in Italia, in almeno tre

dei mercati geografici rilevanti individuati (macronord, macrosud, macrosicilia), si ha una situazione

di dominanza singola in capo ad ENEL. La peculiarità dei contesti oligopolistici che si determinano

sui mercati rilevanti è dunque data dalla presenza, in ciascun mercato, di un operatore dominante

(ENEL), che è l’unico ad avere una capacità di punire in maniera credibile eventuali comportamenti

devianti dei concorrenti, ed una frangia di altri operatori minori. Unica eccezione è rappresentata

dalla Sardegna dove gli elementi raccolti individuano la presenza di un duopolio costituito da ENEL

ed Endesa.

L’analisi svolta ha dimostrato che l’operatore dominante nei mercati macronord, macrosud e

macrosicilia, ENEL, ha anche interesse ad esercitare il proprio potere di mercato (al fine di

incrementare i prezzi), divenendo così il price maker nei vari mercati.

Il modello di interazione oligopolistica che sembra prevalere sui mercati rilevanti della vendita

all’ingrosso di energia in Italia è dunque del tipo leader/followers (ENEL con potere di mercato, i

concorrenti con incentivo ad attuare strategie accomodanti per appropriarsi di una quota di

rendita). Per le stesse modalità di funzionamento delle offerte in borsa e fuori borsa, è

nell’interesse degli operatori concorrenti di ENEL (dotati di una capacità di offerta non

paragonabile e con una localizzazione zonale non altrettanto articolata e limitati nella propria

reazione dai vincoli imposti dai limiti di trasporto sulla rete), lasciare all’operatore con potere di

mercato il ruolo di price-maker, e godere dei margini di profitto estraibili sulla rispettiva parte di

domanda servita56.

Del resto, proprio la diversa posizione e dotazione di capacità di offerta rendono gli operatori

followers difficilmente in grado di porre in essere strategie di reazione, o comunque strategie

credibili, alle scelte del leader; il loro incentivo è di accettare, per la parte di domanda di loro

competenza, il margine di profitto - mark up - fissato, direttamente o indirettamente (ossia in borsa

per il meccanismo del prezzo marginale ultimo accettato, oppure fuori borsa per l’implicito indirizzo

che deriva dalle aspettative del prezzo di borsa) dall’operatore dominante. Viceversa, quest’ultimo

dispone del potere di porre in essere credibili reazioni aggressive a scapito dei concorrenti, quindi

tali da rendere incentivante il rispetto delle politiche da lui dettate senza il rischio di condotte

“devianti”. E’ evidente che l’equilibrio di un assetto leader/followers vede questi ultimi in una

posizione di accettazione passiva, spesso di marginalizzazione, quando la parte di domanda

servita dai secondi nella zona risulta così limitata da rendere estremamente modesta la loro

posizione; ovvero quando gli operatori followers subiscono gli effetti negativi di strategie di

leverage adottate dall’operatore dominante in un’altra zona

Le prime due caratteristiche individuate nell’elenco sopra, che tra l’altro appaiono come le più

importanti, sono sicuramente presenti nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica italiano. La

presenza di un mercato centralizzato delle offerte giornaliero individua la possibilità che la

punizione per un comportamento deviante da un percorso tacitamente collusivo sia rapidissima; le

eventuali imprese devianti dovranno pertanto calcolare i guadagni da deviazione utilizzando un

fattore di sconto molto elevato.

Attualmente, l’operare di queste condizioni, come gìà detto, conduce ad un assetto “leaderfollower”.

Infatti, si registra:

a) la presenza sul mercato italiano di un operatore incumbent i cui impianti sono “indispensabili”

per la copertura della domanda all’ingrosso dell’energia nella maggioranza delle ore della

giornata, e che appare un elemento sufficiente a ritenere credibile una strategia di ritorsione;

b) la diversa ripartizione geografica degli impianti di generazione tra le varie aree del paese,

con gli impianti concorrenti di ENEL che si concentrano nella parte settentrionale e che

dunque, dato il meccanismo dei prezzi zonali, rende conveniente per ENEL una “punizione”,

tramite la fissazione di prezzi bassi, ai propri concorrenti nel Nord, ed un mantenimento di

prezzi elevati nella altre aree del paese.

Quanto, infine, alla presenza di più mercati nei quali gli operatori si incontrano e dove possono

essere poste in essere le strategie punitive ad eventuali deviazioni dall'equilibrio raggiunto

tacitamente (cd “multimarket contacts”), è sufficiente osservare che i principali operatori sul

mercato all’ingrosso dell’energia elettrica operano quasi tutti anche sul mercato

dell’approvvigionamento e della vendita di gas naturale; in particolare, ENEL, incumbent sul

mercato dell’energia, attualmente compra una grossa fetta dei propri approvvigionamenti di gas

naturale, impiegato nelle centrali di generazione, da ENI la quale, tramite la propria controllata

ENIPOWER, rappresenta, oltre le tre ex Genco’s, l’unico nuovo ingresso nel settore della

generazione elettrica.

La borsa italiana doppia quelle europee. E non è tutta colpa del mix di combustibili

http://www.alfano.it/client/default.aspx?root=15566&parent=2383&content=1&docs=0&NewsType=

Quotidiano Energia,28-05-09

E’ bastato un po’ di caldo, con il conseguente aumento della domanda, a far riemergere la peculiarità tutta italiana di una borsa elettrica con prezzi elevati anche quando la richiesta è debole. E’ in queste situazioni, sottolinea Energy Advisors nella consueta analisi settimanale, che si dimostra appieno il potere di mercato che detiene l’oligopolio elettrico.

A fronte infatti di una crescita dei carichi del 2% i prezzi sono saliti di quasi il 9%, doppiando quelli dell’Europa Centrale per il base load e superandoli del 115-118% nelle ore di punta. Non basta però il diverso mix di combustibili a spiegare questo differenziale.

E’ stato sufficiente un aumento dei carichi (interamente riconducibile a fattori climatici) di poco superiore al 2% (limitato all’1,74% nelle ore piene e del 2,54% in ore vuote, con il condizionamento residenziale) per far salire i prezzi di quasi il 9%. E’ in queste situazioni che si dimostra in tutta la sua pienezza il potere di mercato che detiene l’oligopolio elettrico.

Se pensiamo che alla punta la domanda non è arrivata ai 46.000 MW ( a fronte di una potenza efficiente che è stimabile ormai sui 60.000 MW) e che nel frattempo non si sono modificati in misura apprezzabile i costi del combustibile, lo strappo dei prezzi non trova spiegazioni nei fondamentali, ma solo nell’assetto del mercato di borsa. A riprova abbiamo la divaricazione che si è aperta tra l’IPEX e le altre borse europee. Nell’ultima settimana il Powernext ha perso il 6,38% nel base load ed il 7,23% nell’on peak e l’EEX è sceso del 2,63% nel base load e del 2,9% nell’on peak. Le percentuali della discesa sono diverse solo perché la settimana scorsa in Germania i prezzi erano più bassi che in Francia ed il sostanziale allineamento che si è ora realizzato ha comportato flessioni più misurate a Lipsia che non a Parigi.

Ora abbiamo prezzi sui 30-32 €/MWh per il base load e sotto i 40 €/MWh per l’on peak. Sull’IPEX i valori corrispondenti sono stati rispettivamente di 61,32 €/MWh e di 83,28 €/MWh. In altri termini i prezzi italiani sono ora il doppio di quelli dell’Europa Centrale e del 115-118% superiori nelle ore di punta. Non basta il diverso mix di combustibili a spiegare questo differenziale ed è vero che anche negli altri paesi l’industria elettrica ha un assetto oligopolista e che eccezion fatta per l’Inghilterra (non la Gran Bretagna, per la peculiare situazione della Scozia) e per la Norvegia, in tutta Europa i mercati dell’energia non sono ormai particolarmente concorrenziali.

Negli altri paesi però l’avvio del processo di liberalizzazione ha portato ad una guerra dei prezzi, che non vi è stata in Italia. Bisogna poi ricordare che il sostegno alle rinnovabili attraverso i Certificati Verdi si riflette nei prezzi di borsa, mentre negli altri paesi grava sulla bolletta elettrica (per altro in misura inferiore a quella italiana) ma non sui prezzi dei produttori. Si aggiunga che la larga presenza del nucleare nel resto d’Europa riduce il costo della CO2 per la produzione elettrica. Dall’insieme di questi fattori deriva la peculiarità italiana di prezzi particolarmente elevati, anche con una domanda debole.

Speculazione in borsa elettrica a danno dei consumatori. Le proposte di Esperia

http://www.esperianews.it/wordpress/?p=354

Abbiamo letto con interesse il recente intervento della società Fedabo su QE in merito alle speculazioni nella borsa elettrica.

Ci incoraggia scoprire che anche i Clienti finali si stanno ormai preoccupando delle anomalie che affliggono il mercato elettrico all'ingrosso.

La Fedabo ha lanciato giustamente l'ennesimo allarme sulla speculazione nel mercato all'ingrosso che gli Operatori indipendenti, già da tempo indirizzano sistematicamente verso le Autorità italiane ed europee.

Noi in particolare abbiamo già fatto presente anche attraverso una trasmissione televisiva a diffusione nazionale, che l'attuale borsa non garantisce prezzi congruenti ai fondamentali di mercato, neanche in un sistema imbottito di energia nucleare come quello francese.
Basta, infatti, che gli Operatori dominanti si mettano d'accordo o gestiscano le indisponibilità per far incrociare la curva della domanda con quella dell'offerta in corrispondenza di una costosissima centrale a turbogas, che secondo le attuali regole fa il prezzo per tutti, e subito il costo del chilowattora va alle stelle.
L'abbiamo dovuto amaramente constatare l'anno scorso quando per quasi tutto il 2008, il prezzo di Borsa francese è stato addirittura più alto di quello della Borsa italiana.

Queste esperienze negative ci hanno fatto capire che i prezzi all'ingrosso rimarranno sempre senza controllo se non ritorniamo ad un ruolo attivo dell'Autorità pubblica italiana ed europea.
Pensare che il prezzo delle borse dell'elettricità possa stabilizzarsi semplicemente passando dal marginal price al pay as bid (il Venditore in borsa verrebbe pagato non con il prezzo marginale ma con il prezzo che realmente offre durante la contrattazione), è una semplice chimera.

I forti Oligopoli elettrici, ( come riconosciuto anche dalla UE), saprebbero sicuramente trovare opportune contromisure, permanendo un inefficace controllo pubblico.

Ci riferiamo in particolare all'insufficiente ruolo che svolgono attualmente i pubblici Gestori delle reti elettriche nazionali, oggi di fatto "neutrali" se non addirittura estranei rispetto alla formazione del prezzo all'ingrosso.
Questo forse dipende dall'origine dei Gestori, filiazione delle vecchie Società monopoliste nazionali che a volte non li rende purtroppo totalmente indipendenti ed al di sopra delle parti.

Abbiamo sottolineato questa nostra convinzione ai funzionari di Bruxelles della UE presso cui abbiamo protestato per il famoso caso francese di fine 2007, quando il prezzo di borsa esplose all'improvviso ed incredibile valore di 1500 euro a MWh (praticamente 3000 delle vecchie lire per ogni chilowattora!).

Un cosi eclatante esempio di prezzo all'ingrosso del tutto fuori da ogni logica, ci permette di affermare che in quel caso il Gestore della rete non ha vigilato per garantire il corretto e sicuro approvvigionamento di energia alla nazione.

Risulta evidente che non è stato attuato il controllo e la prevenzione che la UE e le leggi nazionali affidano al Gestore della rete.
Molti dimenticano che l'elettricità è un bene essenziale, per di più non immagazzinabile, fornito dal monopolio naturale dei Produttori collegati alla rete.
Le Direttive europee proprio per questo non affidano alle Borse il reperimento dei congruenti mezzi di produzione per determinare un corretto approvvigionamento nazionale, ma conferiscono esclusivamente all'indipendente Gestore della rete nazionale, la responsabilità fondamentale della tutela del cittadino consumatore.
Il Gestore di rete dovrebbe essere quindi un vero e proprio guardiano della borsa, una controparte con poteri simili a quelli della Consob.

Il Gestore, secondo le direttive UE, dovrebbe impedire già l'intenzionalità di potenti Gruppi di produttori a manovrare per far salire il prezzo a 1500 euro, ma anche prevenire la speculazione strisciante, meno eclatante ma altrettanto dannosa, come lamentato da Fedabo.
Oggi Terna, il gestore italiano, ha già potenzialmente a disposizione tutti gli strumenti per prevenire, controllare, impedire, sanzionare immediatamente. In altre parole una sua azione proattiva ricovererebbe il mercato all'ingrosso in un ambiente sicuro e confidente. Occorre solo avere il coraggio di attribuire al Gestore un ruolo più chiaro ed indipendente.
Solo così sarà possibile finalmente promuovere una libera e tutelata contrattazione bilaterale e/o di borsa dando finalmente opportunità a tutti nell'attuale ingessato mercato all'ingrosso, oggi, di fatto, solo popolato dagli stessi soggetti sia lato offerta (produttori elettrici), sia lato domanda (grossisti di filiera dei produttori elettrici).

29.09.2009

La price-leadership

La determinazione dei prezzi in un certo settore è solitamente coordinata attraverso il meccanismo

della price-leadership; l'impresa leader sarà quella che unisce bassi costi a un'ampia quota di

mercato e che si afferma storicamente in tale ruolo, salvo perderlo in seguito ad un declino

competitivo e all'emergere di un'altra impresa leader. Essa annuncia, allorché si manifesti una

variazione dei costi variabili (in seguito per esempio ad un aumento dei salari o dei prezzi delle materie prime), l'intenzione di aumentare i prezzi entro una certa data. Il nuovo prezzo sarà quello che risulta dall'applicazione del margine di profitto prefissato ai nuovi costi variabili.

Entro il periodo tra l'annuncio e il momento della variazione effettiva del prezzo, le altre imprese del settore hanno il tempo di seguire l'indicazione della impresa leader e di annunciare a loro volta un analogo aumento dei prezzi.

Una volta che l'impresa leader abbia imposto un certo prezzo, le altre imprese ("followers") si

troveranno costrette a subire i margini di profitto che da tali prezzi dipendono. Se i loro costi

variabili sono più alti di quelli dell'impresa leader, i margini di profitto possono essere per queste

imprese del tutto insoddisfacenti. Ciò le costringe a tentare di abbattere i costi per sopravvivere.

Naturalmente, se le quantità vendute sono inferiori a quelle previste, nemmeno l'impresa leader sarà in grado di realizzare i profitti desiderati.