l`attuale mercato internazionale del gnl e gli impatti della

Transcript

I L N O T I Z I A R I O D E L L A B O R S A I TA L I A N A D E L L ' E N E R G I A │ u n p r o g e t t o d e l G M E i n c o l l a b o r a z i o n e c o n i l G r u p p o A d n k r o n o s
NEWSLETTER del
n.
82
MAGGIO '15
approfondimenti
L’ATTUALE MERCATO INTERNAZIONALE DEL GNL E
GLI IMPATTI DELLA CADUTA DEL PREZZO OIL
di Gian Paolo Repetto e Agata Gugliotta - RIE
Il mercato mondiale del Gas Naturale Liquefatto sta
attraversando una particolare congiuntura caratterizzata da
indebolimento della domanda e discesa dei prezzi, indotta
quest’ultima oltre che dall’inattesa frenata degli utilizzi anche dal
dimezzamento delle quotazioni del greggio a cui, soprattutto in
Asia, restano legati molti dei volumi commercializzati attraverso
contratti a lungo termine.
Dopo 45 anni di crescita praticamente ininterrotta, a partire dal
2012 il commercio internazionale del GNL conosce un periodo
di sostanziale stagnazione. Secondo i più recenti dati anche
nel 2014 le quantità scambiate a livello mondiale sono rimaste
sui 300 md di mc (gassosi), cifra già raggiunta nel 2011. Questi
volumi rappresentano il 30% del gas mondiale commercializzato
e coprono circa il 9% della domanda globale.
Nel 2014, in particolare, la riduzione della crescita della domanda
asiatica (appena +1% rispetto a +6,5% nel 2013 e +9,2% nel
2012) e il nuovo calo di quella europea (-8,5% nei Paesi UE)
hanno contribuito a mutare la situazione di mercato “corto” che
aveva segnato gli anni precedenti, facendo presagire, osserva
l’associazione internazionale degli importatori (GIIGNL), un
ritorno ad una situazione di “mercato del compratore” nel corso
del 2015. Ciò tenendo anche conto, lato offerta, della capacità
di liquefazione addizionale, che seppur ancora limitata, è
entrata in esercizio durante il 2014 per circa 23 md mc/a: Papua
Nuova Guinea, nuovo “treno di liquefazione in Algeria (Skikda),
terminale di Queensland Curtis in Australia (a fine anno).
Fig.1 Evoluzione delle importazioni mondiali di GNL
350
300
250
md mc
200
150
100
50
Europa
Asia
Sud America
Nord America
20
14
20
12
20
10
20
08
20
06
20
04
20
02
20
00
19
98
19
96
19
94
19
92
19
90
19
88
19
86
19
84
19
82
19
80
19
78
19
76
19
74
19
72
19
70
19
68
19
66
19
64
0
Medio Oriente
Fonte: Elaborazioni RIE su dati GIIGNL, banca dati RIE
continua a pagina 26
in questo numero
■ REPORT/ APRILE 2015
■ APPROFONDIMENTI
Mercato elettrico Italia
pag 2
Mercato gas Italia
pag 11
Mercati energetici Europa
pag 16
Mercati per l'ambiente
pag 20
L'attuale mercato internazionale del
Gnl e gli impatti della caduta del prezzo
Oil
di Gian Paolo Repetto e Agata
Gugliotta - RIE
pagina 26
■ NOVITA' NORMATIVE
pagina 30
■ APPUNTAMENTI
pagina 32
Gli esiti del mercato elettrico
A cura del GME
■ Ad aprile gli scambi di energia nel Mercato del Giorno Prima
elettrica (PUN), ancora in calo congiunturale, scende a 47,84
€/MWh, ormai prossimo al minimo storico registrato proprio
nell’aprile dello scorso anno (45,76 €/MWh). In ribasso anche i
prezzi dei prodotti negoziati nel Mercato a Termine dell’energia
elettrica, dove il mensile baseload Maggio 2015 chiude il periodo
di trading a 45,80 €/MWh.
fanno registrare, per il terzo mese consecutivo, un contenuto
aumento su base annua (+1,3%). Potrebbe trattarsi di un,
seppur debole, segnale, se non di ripresa, almeno di arresto
della costante caduta della domanda elettrica che si protrae
ormai dal 2009. La liquidità del mercato, dopo quasi un anno,
torna sopra il 70%. Il prezzo di acquisto dell’energia nella borsa
MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP)
Il prezzo medio di acquisto (PUN), in calo di 2,14 €/MWh su
marzo (-4,3%), si porta a 47,84 €/MWh, ai minimi da settembre
2014. Il confronto con aprile dell’anno precedente, quando
il PUN registrava un minimo storico, evidenzia, invece, un
aumento di 2,08 €/MWh (+4,6%). L’analisi per gruppi di ore
rivela un rialzo su base annua di 3,95 €/MWh (+9,1%) nelle
ore fuori picco, ed una flessione di 1,73 €/MWh (-3,4%) nelle
ore di picco, con prezzi attestatisi rispettivamente a 47,26 e
48,93 €/MWh. Il rapporto picco/baseload scende pertanto su
valori molto bassi a quota 1,02 (1,11 ad aprile 2014) (Grafico
1 e Tabella 1).
Tabella 1: MGP, dati di sintesi
Fonte: GME
Prezzo medio di acquisto
Baseload
2015
2014
€/MWh
€/MWh
47,84
45,76
Volumi medi orari
Variazione
€/MWh
+2,08
Borsa
%
MWh
+4,6%
Liquidità
Sistema Italia
Var.
21.746
+1,0%
MWh
2015
2014
71,1%
Var.
30.671
+1,3%
70,9%
Picco
48,93
50,66
-1,73
-3,4%
26.918
+1,8%
36.980
+0,8%
72,8%
72,1%
Fuori picco
47,26
43,31
+3,95
+9,1%
18.961
-0,6%
27.274
+0,7%
69,5%
70,4%
Minimo orario
Massimo orario
5,87
94,99
6,18
101,28
56,8%
82,8%
59,1%
81,0%
11.684
29.535
18.706
40.883
Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN)
€/MWh
Fonte: GME
Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx)
2015
€/MWh
2014
65
48
62,23
60
59,58
59,27
57,97
50
45
54,59
54,50
55
51,10
24
49,99
51,34
3,17
36
46,73
3,26
47,84
45,76
46,66 47,02
46,42
12
47,17
2,08
0
-8,17
40
-12
gen
feb
mar
apr
ma
giu
lug
ago
set
ott
nov
N E W S L E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 5 │ N U M E R O 8 2 │ PA G I N A 2
dic
REPORT │ APRILE 2015
mercato elettrico italia
(continua)
I prezzi di vendita zonali, tutti in calo rispetto a marzo ed in
aumento su base annua con la sola eccezione della Sicilia,
sono oscillati tra 43,86 €/MWh del Sud e 50,71 €/MWh della
Sicilia. Il prezzo dell’isola, con un calo tendenziale del 13,7%,
scende ai minimi da oltre 10 anni. La crescente disponibilità di
energia rinnovabile nelle ore diurne (in particolare fotovoltaica)
ha determinato in tutte le zone eccetto il Nord, prezzi di vendita
nelle ore di picco più bassi rispetto a quelli delle ore fuori di picco
(e quindi anche del baseload). Il Nord è anche la sola zona che
ad aprile non registra prezzi di vendita orari a 0 €/MWh (Grafico
2).
Grafico 2: MGP, prezzi di vendita
€/MWh
Nord
Centro Nord
Fonte: GME
Centro Sud
Sud
Sicilia
Sardegna
105
95
85
75
65
55
45
35
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
2014
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
2012
feb
mar
2013
I volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia
segnano, per il terzo mese consecutivo, un aumento
tendenziale (+1,3%) attestandosi a 22,1 milioni di MWh. In
crescita sia gli scambi nella borsa elettrica, pari a 15,7 milioni
di MWh (+1,0%), che gli scambi over the counter, registrati
Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica
MWh
Borsa
mar
apr
2015
Fonte: GME
Variazione
apr
sulla PCE e nominati su MGP, che salgono a 6,4 milioni di
MWh (+2,0%) (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato, sempre
in crescita nel 2015, si porta a 70,9%, appena sotto il picco
dell’aprile dello scorso anno (-0,2 punti percentuali) (Grafico
3).
Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica
Struttura
MWh
Struttura
15.656.992
+1,0%
70,9%
15.656.992
+1,0%
70,9%
Operatori
8.276.769
-3,8%
37,5%
Acquirente Unico
2.232.232
+35,7%
10,1%
GSE
4.091.531
-11,8%
18,5%
Altri operatori
8.372.113
+13,5%
37,9%
Zone estere
3.288.692
+45,2%
14,9%
Pompaggi
16.889
-
0,1%
-
-
-
319.783
+152,7%
1,4%
4.715.974
-25,8%
21,4%
6.426.021
+2,0%
29,1%
9.000
-
0,0%
2.391.120
-23,5%
10,8%
8.741.875
-8,3%
39,6%
100,0%
Saldo programmi PCE
Borsa
Variazione
Fonte: GME
Zone estere
Saldo programmi PCE
PCE (incluso MTE)
Zone estere
Zone nazionali
Saldo programmi PCE
6.426.021
+2,0%
29,1%
519.611
-23,6%
2,4%
5.906.410
+5,1%
26,7%
-
PCE (incluso MTE)
Zone estere
Zone nazionali AU
Zone nazionali altri operatori
VOLUMI VENDUTI
22.083.012
+1,3%
VOLUMI NON VENDUTI
18.077.758
-10,2%
OFFERTA TOTALE
40.160.771
-4,2%
100,0%
Saldo programmi PCE
-4.715.974
VOLUMI ACQUISTATI
22.083.012
+1,3%
961.857
-68,0%
23.044.869
-7,1%
VOLUMI NON ACQUISTATI
DOMANDA TOTALE
(continua)
Grafico 3: MGP, liquidità
Fonte: GME
2015
72%
70,9%
70%
70,1%
68,7%
68,8%
68%
66,4%
68,2%
66,8%
66%
66,6%
65,8%
64%
62%
2014
71,1%
64,2%
64,2%
63,2%
63,0%
gen
feb
mar
apr
ma
giu
Gli acquisti nazionali, pari a 21,8 milioni di MWh, segnano
un nuovo, seppur contenuto, aumento tendenziale (+0,3%)
concentrato al Centro Nord (+12,0%), al Centro Sud
(+13,6%) ed al Sud (+5,7%); in calo invece gli acquisti
nel Nord (-1,9%) e nelle zone insulari (-14,4% la Sicilia
e -25,6% la Sardegna). In crescita gli acquisti sulle zone
estere, pari a 329 mila MWh (+159,8%) (Tabella 4).
lug
ago
set
63,5%
ott
nov
62,6%
dic
Le vendite di energia elettrica delle unità di produzione
nazionale segnano, invece, una flessione del 3,1%
attestandosi a 18,3 milioni di MWh penalizzate,
principalmente, dal calo degli impianti del Nord (-11,2%)
e della Sicilia (-8,2%). Le importazioni, pari a 3,8 milioni di
MWh, sono, invece, aumentate del 29,3% su base annua
(Tabella 4).
Tabella 4: MGP, volumi zonali
Fonte: GME
Offerte
Totale
Media oraria
Vendite
Acquisti
MWh
Var
Totale
Media oraria
Var
Totale
Media oraria
Var
Nord
17.995.239
24.993
-2,6%
7.931.967
11.017
-11,2%
12.187.006
16.926
-1,9%
Centro Nord
2.641.737
3.669
-12,6%
1.567.162
2.177
+8,2%
2.200.168
3.056
+12,0%
Centro Sud
4.969.698
6.902
-19,1%
2.453.000
3.407
-1,1%
3.379.749
4.694
+13,6%
Sud
6.365.419
8.841
-6,8%
4.319.331
5.999
+11,4%
2.110.287
2.931
+5,7%
Sicilia
2.740.388
3.806
-8,1%
1.175.200
1.632
-8,2%
1.172.472
1.628
-14,4%
Sardegna
1.561.897
2.169
+16,0%
828.050
1.150
-1,3%
704.547
979
-25,6%
Totale nazionale
36.274.378
50.381
-6,5%
18.274.709
25.382
-3,1%
21.754.229
30.214
+0,3%
Estero
3.886.393
5.398
+24,1%
3.808.303
5.289
+29,3%
328.783
457
+159,8%
Sistema Italia
40.160.771
55.779
-4,2%
22.083.012
30.671
+1,3%
22.083.012
30.671
+1,3%
Le vendite da impianti a fonte rinnovabile segnano anche ad
aprile una flessione su base annua, la quarta consecutiva,
e si attestano a 8,4 milioni di MWh (-10,5%). In forte calo le
vendite degli impianti da fonte idraulica (-20,5%); tengono
gli impianti eolici (-1,7%) e solari (-1,5%); in aumento
invece le vendite degli impianti geotermici (+7,4%). Per
quanto riguarda le fonti tradizionali, crescono le vendite da
impianti a gas (+13,9%), mentre si confermano gli impianti
a carbone (-1,5%) (Tabella 5). Pertanto la quota delle
fonti rinnovabili scende al 45,7% (49,5% un anno fa) a
vantaggio di quella degli impianti termoelettrici tradizionali
con la quota del gas che sale al 30,9% (circa +4,6 punti
percentuali) (Grafico 4).
(continua)
Tabella 5: MGP, vendite per fonte: media oraria
MWh
Fonti tradizionali
Nord
Centro Nord
Var
MWh
Var
Fonte: GME
Centro Sud
Var
MWh
MWh
Sud
Var
MWh
Sicilia
Var
Sardegna
Var
MWh
Sistema Italia
Var
MWh
5.460
+7,6%
623
+13,5%
1.831
-11,5%
4.001
+23,0%
830
-23,5%
777
-6,5%
13.522
+5,1%
Gas
3.334
+1,5%
539
+16,2%
445
+75,1%
2.210
+70,6%
729
-28,8%
580
+3,6%
7.838
+13,9%
Carbone
1.065
+74,9%
0
-
1.178
-25,3%
-
173
-35,1%
2.416
- 1,5%
Altre
1.062
-10,3%
83
-1,8%
207
-12,3%
1.791
-8,5%
101
+63,9%
24
+371,8%
3.268
- 7,4%
5.406
-22,7%
1.552
+6,1%
1.479
+9,1%
1.998
-6,2%
802
+15,9%
372
+11,8%
11.610
- 10,5%
3.355
-30,8%
422
+10,2%
675
+14,9%
379
-9,0%
190
+152,0%
66
-20,8%
5.086
- 20,5%
-
674
+7,4%
-
+91,6%
13
+8,1%
327
2.038
-4,5%
443
+0,7%
478
+9,4%
150
-56,1%
1
+49,6%
97
+379,6%
11.017
-11,2%
+8,2%
3.407
-1,1%
Fonti rinnovabili
Idraulica
Geotermica
Eolica
13
Solare e altre
Pompaggio
Totale
2.177
Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia
Grafico 4: MGP, Struttura delle vendite Sistema Italia
Altre
tradizionali
12,9%
(13,5%)
Pompaggio
1,0%
(1,4%)
-1,7%
-
-
-
-
950
-10,6%
669
+2,6%
5.999
Fonte: GME
+11,4%
-
-
-
-
674
+7,4%
+31,1%
1.901
- 1,7%
-
420
+9,4%
179
192
-17,4%
128
+12,4%
3.948
-1,5%
1
- 32,9%
249
- 31,5%
-1,3%
25.382
- 3,1%
1.632
-8,2%
1.150
Grafico 5: MGP, quota rinnovabili
Fonte: GME
Geotermica
2,7%
(2,4%)
Carbone
9,5%
(9,4%)
Idraulica
20,0%
(24,4%)
Gas
30,9%
(26,3%)
Fonti
rinnovabili
45,7%
(49,5%)
Eolica
7,5%
(7,4%)
Solare e altre
15,6%
(15,3%)
Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente
Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente
MARKET COUPLING
3
Ad aprile il market coupling ha allocato, mediamente ogni
ora, sulla frontiera settentrionale una capacità di 2.313
MWh, di cui 1.623 MWh sul confine francese (70,2% del
totale), 479 MWh su quello sloveno e 211 MWh su quello
austriaco. Il flusso di energia è stato in import per circa il
90% delle ore del mese con il limite di transito saturo nel
99,7% delle ore sulla frontiera Italia-Austria, nel 76,2%
sulla frontiera Italia-Slovenia e nel 66,0% sulla frontiera
Italia-Francia (Tabella 6).
La capacità disponibile in import (NTC) è aumentata su
tutte le frontiere rispetto ad un anno fa (+33,5% Francia;
+23,6% Slovenia; +32,8% Austria). Sulla frontiera francese
ed austriaca attraverso il market coupling è stato allocato
rispettivamente il 69% ed l’87% della capacità disponibile,
lasciando all’asta esplicita rispettivamente il 13,2% ed
l’8,4% (Grafico 6 e 7). Sulla frontiera slovena, invece, la
NTC è stata allocata per il 92,3% tramite market coupling
(67,1% nel 2014) e solo per l’1,1% tramite asta esplicita
(Grafico 8).
(continua)
Tabella 6: Esiti del Market Coupling
Limite*
MWh
Frontiera
Fonte: GME
Import
Frequenza
% ore
Flusso*
MWh
Saturazioni
% ore
Limite*
MWh
Export
Flusso*
MWh
Frequenza
% ore
Saturazioni
% ore
Italia - Francia
2.159
(-)
1.785
(-)
89,7%
(-)
66,0%
(-)
1.376
(-)
485
(-)
4,6%
(-)
0,4%
(-)
Italia - Austria
226
(-)
226
(-)
92,8%
(-)
99,7%
(-)
141
(-)
134
(-)
0,6%
(-)
0,4%
(-)
Italia - Slovenia
554
(445)
517
(324)
92,6%
(87,1%)
76,2%
(51,5%)
49
(190)
0,7%
(8,5%)
-
(-)
675 (644)
Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente
*Valori medi orari
Grafico 6: Capacità allocata in import tra Italia e Francia
Asta esplicita
NTC
4.000
Fonte: GME
Market Coupling (b)
Flusso (a+b)
TWh
3.000
2.000
0,00
0,50
1,00
69,4%
2,00
17,4%
13,2%
MWh
Apr 2015
1,50
1.000
-1.000
-2.000
Market Coupling
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
7,4%
92,6%
Apr 2014
0
Asta esplicita (nominata)
non utilizzata
30
Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Austria
NTC
400
Asta esplicita
Fonte: GME
Market Coupling (b)
Flusso (a+b)
TWh
300
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
200
MWh
87,4%
Apr 2015
100
4,3%
8,4%
0
-100
89,4%
Apr 2014
10,6%
-200
Market Coupling
-300
-400
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
non utilizzata
30
Grafico 8: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia
NTC
Asta esplicita
800
Fonte: GME
Market Coupling (b)
Flusso (a+b)
TWh
600
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
400
Apr 2015
MWh
200
1,1%
92,3%
6,6%
0
-200
Apr 2014
32,9%
67,1%
-400
Market Coupling
-600
-800
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
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D E L│ GFMEEB B│ R
20
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5 │2 N
0 1U0M │
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8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A6G I N A 6
non utilizzata
(continua)
MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI)
I prezzi di acquisto nelle cinque sessioni del Mercato
Infragiornaliero (MI) si sono attestati tutti ai minimi degli ultimi
otto mesi oscillando tra 45,84 €/MWh di MI4, minimo storico,
e 53,72 €/MWh di MI5. Va tuttavia considerato che solo
i prezzi di MI1 ed MI2, al pari di MGP, si riferiscono a tutte
le 24 ore della giornata, mentre i prezzi di MI3, MI4 ed MI5
solo ad un numero limitato (rispettivamente le ultime 16, 12
e 8 ore). Rispetto all’anno precedente, MI1 e MI2, le uniche
sessioni che consentono un confronto su base annua dopo le
modifiche introdotte nel mercato infragiornaliero nel febbraio
2015, hanno mostrato prezzi in rialzo (rispettivamente +2,1 e
+4,4%). Il confronto con il prezzo di acquisto su MGP (PUN)
nelle stesse ore evidenzia prezzi allineati o più bassi in tutte le
sessioni (Tabella 7 e Grafico 9).
I volumi di energia scambiati nelle cinque sessioni del Mercato
Infragiornaliero, pari a 2,0 milioni di MWh, sono aumentati
dell’11,0% rispetto ad aprile 2014, trainati dal più liquido MI1,
con 1,0 milioni di MWh (+15,9%) (Tabella 7 e Grafico 9).
Tabella 7: MI, dati di sintesi
Fonte: GME
Prezzo medio
d'acquisto €/MWh
2015
MGP
47,84
MI1
46,55
(1-24 h)
(1-24 h)
(-2,7%)
MI2
46,85
(1-24 h)
variazione
(-2,1%)
30.671
+1,3%
+2,1%
1.035.075
1.438
+15,9%
+4,4%
458.233
636
-23,1%
-
186.949
389
-
-
85.350
237
-
-
202.193
842
-
45,84
MI4
(-6,2%)
53,72
MI5
(+0,3%)
(17-24 h)
Medi orari variazione
22.083.012
(-1,1%)
(13-24 h)
Totali
Prezzi. €/MWh
+4,6%
49,19
MI3
(9-24 h)
Volumi
MWh
2014
2015
47,84
45,76
45,58
46,55
MGP
MI1
44,88
MI2
46,85
MI3
49,19
45,84
53,72
MI4
MI5
NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore).
Grafico 9: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria
€/MWh
73
MI1
MI2
MI3
MI4
Fonte: GME
MWh
MWh
4.000
4.000
MI5
3.500
3.500
68
3.000
3.000
63
2.500
2.500
2.000
2.000
58
53,72
53
49,19
46,85
46,55
45,84
48
43
MI1
MI2
MI3
MI4
MI5
MI1
MI2
MI3
MI4
MI5
Apr Mag Giu Lug Ago Set
2014
Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr
2015
1.500
1.500
1.000
1.000
500
500
00
Apr
FebFeb
MarMar
AprApr
Apr Mag
Mag Giu
Giu Lug
LugAgo
AgoSet
Set OttOttNov
NovDicDicGen
Gen
2014
2014
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5 │2 N
0 1U0M │
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8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A7G I N A 7
2015
2015
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
MWh
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO ex-ante (MSD ex-ante)
Gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di dispacciamento
ex-ante, si attestano a 897 mila MWh, in calo del 5,2% su base
annua. In crescita, invece, le vendite di Terna sul mercato a
scendere, pari a 584 mila MWh (+7,4%), ai massimi da luglio
2013 (Grafico 10).
Grafico 10: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
Fonte: GME
ott
nov
dic
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
MERCATO A TERMINE DELL’ENERGIA (MTE)
Il Mercato a Termine dell’energia (MTE) registra 6
negoziazioni in cui sono stati scambiati 15 contratti baseload
e 15 peakload per complessivi 15 mila MWh. Le posizioni
aperte a fine mese ammontano a 17,3 milioni di MWh, in
calo del 12,8% rispetto al mese precedente. Tutti in calo i
ago
set
ott
nov
dic
prezzi dei prodotti negoziati nel mese (Tabella 8 e Grafico 11).
Il prodotto Maggio 2015 chiude il suo periodo di trading con un
prezzo di controllo pari a 45,80 €/MWh sul baseload e 46,10 €/
MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente
a 3.381 e 15 MW, per complessivi 2,5 milioni di MWh.
Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili ad aprile
Fonte: GME
PRODOTTI BASELOAD
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Maggio 2015
Giugno 2015
Luglio 2015
Agosto 2015
III Trimestre 2015
IV Trimestre 2015
I Trimestre 2016
II Trimestre 2016
45,80
46,90
50,40
50,40
50,40
50,80
52,37
42,58
-0,3%
-2,1%
+0,0%
+0,0%
+0,0%
+0,0%
-5,0%
Anno 2016
46,70
+0,0%
Negoziazioni
N.
2
1
-
Totale
3
Volumi mercato
MW
Volumi OTC
MW
10
5
-
-
15
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
10
5
-
3.381
3.371
3.361
3.361
-
-
-
5
-
15
2.515.464
2.427.120
7.421.088
7.424.449
43.920
17.316.577
PRODOTTI PEAK LOAD
€/MWh
variazione
Maggio 2015
Giugno 2015
Luglio 2015
Agosto 2015
III Trimestre 2015
IV Trimestre 2015
I Trimestre 2016
II Trimestre 2016
46,10
53,34
54,84
51,61
54,76
61,72
61,19
45,55
-5,3%
-2,7%
-0,6%
-0,6%
-0,6%
-2,9%
-8,0%
Anno 2016
51,93
-1,1%
Totale
TOTALE
Negoziazioni
N.
2
1
3
6
Volumi mercato
MW
10
5
-
Volumi OTC
MW
-
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
10
5
-
15
10
5
5
-
3.780
2.640
3.960
3.960
-
-
-
-
15
-
15
10.560
-
30
-
30
17.327.137
* Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo valore del mese precedente
** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading
N E W S LNEETW
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5 │2 N
0 1U0M │
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8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A8G I N A 8
Grafico 11: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte
Prezzi
di controllo*. €/MWh
Prezzi di controllo*. €/MWh
Prodotti Baseload
20
46,90
46,90
16
Prodotti Baseload
45,80
45,80
Maggio 2015
Maggio 2015
Giugno
2015
Giugno
2015
Luglio
2015
Luglio
2015
50,40
50,40
III Trimestre
2015
III Trimestre
2015
50,40
50,40
IV Trimestre
2015
IV Trimestre
2015
50,80
50,80
4
46,70
46,70
Anno
2016
Anno
2016
35
8
42,58
42,58
II Trimestre
2016
II Trimestre
2016
35
Marzo 2015
Marzo 2015
40
40
Posizioni aperte. TWh
12
52,37
52,37
I Trimestre
2016
I Trimestre
2016
Fonte: GME
45
45
50
0
55
50
01
55
02
07
08
09
10
Aprile 2015
13
14
15
16
Mensili
Aprile 2015
17
20
Trimestrali
21
22
23
24
27
28
29
30
Annuali
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE)
Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni
registrate, con consegna/ritiro dell’energia ad aprile 2015, pari
a 27,8 milioni di MWh, segnano ancora un calo tendenziale
(-7,5%). Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a
25,3 milioni di MWh, diminuiscono del 5,2% rispetto allo scorso
anno, mentre quelle derivanti da negoziazioni concluse su MTE,
pari a 2,4 milioni di MWh, si confermano in consistente flessione
(-26,3%) e su livelli molto bassi (Tabella 9).
In decisa flessione anche la posizione netta in esito alle
transazioni registrate sulla PCE, scesa a 13,9 milioni di MWh
(-13,2%), ai minimi da gennaio 2011.
Il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione
netta, sale a 2,00 confermandosi sugli alti livelli registrati da inizio
anno (Grafico 12).
I programmi registrati nei conti in immissione, pari a 6,4 milioni
di MWh, segnano un incremento del 2,0% su base annua; in
flessione, invece, i relativi sbilanciamenti a programma pari a
7,5 milioni di MWh (- 23,0%). In calo anche i programmi registrati
nei conti in prelievo, pari a 11,1 milioni di MWh (-12,0%), ed il
relativo sbilanciamento a programma pari a 2,8 milioni di MWh
(-17,6%).
Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro ad aprile e programmi
Fonte: GME
TRANSAZIONI REGISTRATE
MWh
Variazione
Struttura
+9,2%
28,2%
Baseload
7.846.586
Off Peak
622.836
- 8,7%
2,2%
Peak
545.269
- 42,5%
2,0%
-
-
+2,2%
32,4%
Week-end
Totale Standard
Totale Non standard
PCE bilaterali
MTE
9.014.691
16.335.035
- 8,9%
58,8%
25.349.726
- 5,2%
91,2%
2.435.640
- 26,3%
8,8%
TOTALE PCE
27.785.366
- 7,5%
100,0%
POSIZIONE NETTA
13.896.804
- 13,2%
PROGRAMMI
Immissione
Variazione Struttura
MWh
Richiesti
di cui con indicazione di prezzo
7.561.956
-15,4%
100,0%
Prelievo
Variazione
-12,0%
11.141.995
MWh
2.128.829
-43,9%
28,2%
100%
0,0%
Rifiutati
1.135.935
-56,9%
15,0%
-
-100,0%
-
1.117.564
-57,3%
14,8%
-
-
-
-12,0%
100,0%
100%
0,0%
Registrati
Sbilanciamenti a programma
Saldo programmi
2
Struttura
100,0%
6.426.021
+2,0%
85,0%
1.011.266
-14,0%
13,4%
7.470.783
-23,0%
2.754.809
-
4.715.974
-
11.141.995
2,00
N E W S LNEETW
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5 │2 N
0 1U0M │
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8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A9G I N A 9
-17,6%
-25,8%
Grafico 12: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria
Fonte: GME
Registrazioni
MWh
48.000
Turnover
2,07
2,03
42.000
2,00
1,98
36.000
2,00
1,99
30.000
24.000
1,95
1,88
18.000
1,91
1,87
1,83
12.000
1,81
1,80
Apr
Mag
Giu
Lug
Ago
2014
Ott
1,83
1,83
1,77
Set
1,87
1,83
1,83
6.000
0
2,03
Nov
Dic
1,79
Gen
Feb
Mar
Apr
2015
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5 I│
N AP A1 G
0 INA 10
1,75
Gli andamenti del mercato italiano del gas
A cura del GME
■
si sono sensibilmente ridotte rispetto ad un anno fa (-44,4%).
Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME si sono scambiati
3,4 milioni di MWh, tutti nei due comparti della Piattaforma di
Bilanciamento Gas (PB-GAS), con prezzi allineati (comparto
G+1) o inferiori (comparto G-1) alle quotazioni al PSV.
Ad aprile prosegue la fase di crescita dei consumi di gas
naturale in Italia che registrano il quarto aumento su base
annua del 2015 sospinti ancora dal settore civile (+13,6%) e
dal settore termoelettrico (+4,7%). Sul lato offerta, crescono
le importazioni di gas naturale (+8,5%), mentre cala ancora la
produzione nazionale ai minimi storici. Aumentano le iniezioni
nei sistemi di stoccaggio (+6,7%), ma le giacenze a fine mese
IL CONTESTO
Ad aprile i consumi di gas naturale in Italia, con un aumento
dell’8,3% sullo stesso mese del 2014, salgono a 4.409 milioni di
mc trainati ancora dai consumi del settore civile che, al quarto
incremento tendenziale consecutivo, si attestano 1.994 milioni
di mc (+13,6%). Ancora in crescita anche i consumi del settore
termoelettrico, pari a 1.254 milioni di mc (+4,7%) che si giovano
del calo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
Tornano a crescere anche i consumi del settore industriale, pari
a 1.023 milioni di mc, sebbene solo con un timido +0,2%, che
tuttavia interrompe un semestre di flessioni. Permangono in
aumento le esportazioni, pari a 139 milioni di mc (+41,2%).
Dal lato offerta, la produzione nazionale registra l’ennesima
contrazione portandosi a 543 milioni di mc (-4,7%), mentre
continuano a crescere le importazioni di gas naturale, salite a
5.101 milioni di mc (+8,5%). Tra i punti di entrata, si conferma
in sensibile flessione il gas algerino a Mazara (675 mln mc,
-15,6%), in lieve calo, invece, quello russo a Tarvisio (2.576
mln mc, -2,6%); viceversa, in netto incremento i flussi dal Nord
Europa a Passo Gries (596 mln mc, +30,4%) e quelli dalla Libia
a Gela (691 mln mc, +74%). In crescita anche le importazioni
nei tre terminal Gnl, tra cui si segnala Panigaglia che torna
attivo dopo diversi mesi e segna il massimo da oltre due anni
(18 mln mc).
Nei sistemi di stoccaggio sono stati iniettati 1.282 milioni di mc
(+6,7%); esigue, invece, le erogazioni, pari a 47 milioni di mc,
nulle un anno fa.
Figura 1: Bilancio gas trasportato
Fonte: dati SRG
Ml di mc
Importazioni
TWh
54,0
+8,5%
675
2.576
596
691
18
518
27
7,1
27,3
6,3
7,3
0,2
5,5
0,3
-15,6%
-2,6%
+30,4%
+74,0%
+1509,3%
+28,7%
-
543
5,7
-4,7%
47
0,5
-
5.691
60,2
+7,9%
4.271
1.023
1.254
1.994
45,2
10,8
13,3
21,1
+7,5%
+0,2%
+4,7%
+13,6%
139
1,5
+41,2%
4.409
46,7
+8,3%
1.282
14
+6,7%
5.691
60,2
+7,9%
Import per punti di entrata
Mazara
Tarvisio
Passo Gries
Gela
Gorizia
Panigaglia (GNL)
Cavarzere (GNL)
Livorno (GNL)
Produzione Nazionale
Erogazioni da stoccaggi
TOTALE IMMESSO
Riconsegne rete Snam Rete Gas
Industriale
Termoelettrico
Reti di distribuzione
Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema*
TOTALE CONSUMATO
Iniezioni negli stoccaggi
TOTALE PRELEVATO
* comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato
TOTALE
IMMESSO
TOTALE
IMMESSO
var. tend.
5.101
Erogazioni
dada
Erogazioni
stoccaggi
stoccaggi
0,8%
0,8%
Importazioni
Importazioni
65,1%
65,1%
Produzione
Produzione
Nazionale
Nazionale
9,5%
9,5%
Esportazioni, reti
di terzi e
consumi di
sistema*
2,4%
Iniezioni negli
stoccaggi
22,5%
Iniezioni negli
stoccaggi
22,5%
TOTALE
PRELEVATO
TOTALE
PRELEVATO
Riconsegne 75,0%
rete Snam
75,0%
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0 1U0M │
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8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G1 I N A 1 1
Reti
Reti
didi
distribuzione
distribuzione
35,0%
35,0%
Termoelettrico
Termoelettrico
22,0%
22,0%
Industriale
Industriale
18,0%
18,0%
mercato gas italia
(continua)
Nell’ultimo giorno del mese di aprile la giacenza di gas
naturale negli stoccaggi ammontava a 2.386 milioni di mc,
inferiore del 44,4% rispetto allo stesso giorno del 2014. Il
rapporto giacenza/spazio conferito si attesta al 20,0%, più
che dimezzato rispetto all’anno precedente (41,8%).
La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale
(PSV), con una flessione di 0,90 €/MWh (-3,7%) su marzo
ed un rialzo di 0,64 €/MWh (+2,8%) su aprile 2014, si porta
a 23,14 €/MWh.
Figura 2: Stoccaggio
Fonte: dati SRG, Stogit-Edison
Stoccaggio
variazione
tendenziale
Ml di mc
Giacenza (al 30/04/2015)
2.386
-44,4%
47
-
Iniezione (flusso in)
1.282
+6,7%
Flusso netto
1.235
+2,8%
Erogazione (flusso out)
Spazio conferito
11.942
Giacenza/Spazio conferito
+16,2%
20,0%
Giacenze fine mese
Iniezioni
ML di mc
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
-2.000
-4.000
MLML
di mc
di mc
3.000
3.000
2.000
2.000
1.000
1.000
0 0
-1.000
-1.000
-2.000
-2.000
-3.000
-3.000
-4.000
-4.000
12,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
-2,00
-4,00
mag
giu
lug
A. T. 2013/14
ago
set
ott
nov
dic
gen
A.T.
2014/15
feb
mar
apr
Iniezione
Iniezione
A. T.
A. 2013/14
T. 2013/14
10,00
apr
Stoccaggi
Stoccaggi
aprapr mag
mag giugiu luglug agoago setset ott ott novnov dic dic gengen febfeb marmaraprapr
-21,8 p.p.
Erogazione
Spazio conferito
Erogazione
Erogazione
MLML
di mc
di mc
3.000
3.000
2.000
2.000
1.000
1.000
0 0
-1.000
-1.000
-2.000
-2.000
-3.000
-3.000
-4.000
-4.000
A.T.A.T.
2014/15
2014/15
Flusso
netto
Flusso
netto
aprapr mag
mag giugiu luglug agoago setset ott ott novnov dic dic gengen febfebmarmaraprapr
A. T.
A. 2013/14
T. 2013/14
A.T.A.T.
2014/15
2014/15
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0 1U0M │
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8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G2 I N A 1 2
mercato gas italia
(continua)
I MERCATI GESTITI DAL GME
Ad aprile nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono
stati scambiati 3,4 milioni di MWh, pari al 7,2% della domanda
complessiva di gas naturale (8,8% ad aprile 2014), tutti nei due
comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PB-GAS).
Figura 3: Mercati del gas naturale*
Fonte: dati GME, Thomson-Reuters
Prezzi. €/MWh
Min
Media
Volumi. MWh
Totale
Max
MGAS
MP-GAS
-
-
-
-
-
-
22,34
23,39
(22,73)
20,92
22,68
23,76
24,08
62.194
3.288.663
(3.807.753)
-
-
-
-
-
-
MGP
MI
MT-GAS
PB-GAS
Comparto G-1
Comparto G+1
P-GAS
Royalties
Import
Ex d.lgs 130/10
-
-
Tra parentesi i valori nello stesso mese dell'anno precedente
€/MWh
MI
PBGAS G+1
PBGAS G-1
PSV
Pfor
Prezzi. €/MWh
34
23,39
PBGAS G+1
32
2015
30
22,34
PBGAS G-1
28
2014
26
23,14
PSV
24
22
21,54
Pfor
20
18
apr
mag
giu
lug
ago
A. T. 2013/14
set
ott
nov
dic
gen
feb
mar
apr
15
17
19
21
23
25
A.T.
2014/15
* MGP e MI sono mercati a contrattazione continua, le Royalties e la PB-GAS mercati ad asta, il PSV è una quotazione ed il Pfor un indice
N E W S LNEETW
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5 │2 N
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2 5G I│N A
P A1G3 I N A 1 3
mercato gas italia
BoM-2013-09
BoM-2013-09-2
-
27,574
-
-
-
-
-
-
-
-
27,046
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-10
mercato
gas
italia-
27,063
-
-
-
-
-
-
BoM-2013-10
-
M-2013-11
-
-
27,891
-
-
-
-
-
-
M-2013-12
-
-
-
-
-
-
-
-
(continua)
M-2014-01
-
-
28,382
-
-
-
-
-
-
29,080
-
-
-
-
Q-2013-04
-
-
27,777
-
-
-
-
-
Mercato
28,402
-
-
-
Totale -
Tabella 1: Mercato a termine del gas naturale, prezzi e volumi
Q-2014-01
Q-2014-02
Prezzo
minimo
Prezzo
massimo
Prodotti
Q-2014-03
€/MWh
€/MWh
-
-
-
BoM-2015-04
Q-2014-04
BoM-2015-05
M-2015-05
WS-2013/2014
M-2015-06
M-2015-07
WS-2014/2015
M-2015-08
Q-2015-03
SS-2014
Q-2015-04
Q-2016-01
TY-2013/2014
Q-2016-02
TY-2014/2015
SS-2016
WS-2015/2016
CY-2014
CY-2016
TY-2015/2016
Totale
-
26,972
Negoziazioni
€/MWh
26,022
24,968
25,002
31,470
24,018
22,970
26,250
26,852
26,250
23,525
25,753
26,553
25,000
26,153
variazioni
% 26,328N.
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
-
Totale
27,804
28,086
28,775
26,648
27,365
27,560
27,372
-
OTC
Posizioni aperte
Registrazioni
Volumi
-
- MWh/g
- MWh/g variazioni
- % MWh/g
-
-
N.-
MWh/g
-
------
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Fonte: dati GME
- Volumi
Volumi
-
-
-
-
-
MWh
-
-
-
-
-
------
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento
(PB-Gas) sono stati scambiati 3,3 milioni di MWh ancora
in flessione del 13,6% rispetto ad un anno fa. In modesto
incremento tendenziale, invece, il prezzo medio pari a
23,39 €/MWh (+2,9%), che supera di soli 0,25 €/MWh le
quotazioni registrate ad aprile al PSV.
Nei 15 giorni, sui 30 di aprile, in cui il sistema è risultato
lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>0],
sono stati scambiati 1,4 milioni di MWh, di cui il 78,0%,
pari a 1,1 milioni di MWh venduti dal Responsabile del
Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 23,16 €/
MWh (+2,6% su base annua). Nella restante metà del
mese con il sistema corto (SCS<0), sono stati scambiati
1,9 milioni di MWh, di cui l’82,2% acquistati da RdB, ad
un prezzo medio di 23,62 €/MWh (+2,5%).
Complessivamente l’80,8% dei volumi scambiati (2,7
milioni di MWh) è stato determinato dall’azione di RdB
ed il restante 19,2% da scambi tra operatori, pari a 630
mila MWh.
Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G + 1, prezzi e volumi
Sbilanciamento complessivo
del sistema (SCS)
positivo
negativo
n.giorni 15/30
Prezzo. €/MWh
Acquisti. MWh
23,39
23,16
(+2,9%)
3.288.663
(-13,6%)
RdB
1.587.242
(+161,6%)
1.372.758
Operatori
1.701.422
(-46,8%)
1.372.758
Vendite. MWh
3.288.663
(-13,6%)
1.372.757
RdB
1.071.134
(-50,2%)
1.071.134
Operatori
2.217.529
(+33,7%)
301.623
n.giorni 15/30
23,62
1.915.906
MWh
160.000
24,00
120.000
21,00
80.000
18,00
40.000
15,00
0
328.664
24,00
200.000
1.915.906
21,00
100.000
18,00
0
15,00
27,00
-100.000
100.000
1.915.906
€/MWh
MWh
MWh
300.000
12,00
26,00
41
lato vendita
35
27,00
N.26,00
N.
26,00
-200.000
0
Apr
Mag
Giu
20/30
10/30
23/31
8/31
19/30
11/30
Lug
Ago
Set
Ott
Nov
Dic
11/31
20/31
6/30
24/30
9/31
22/31
18/30
12/30
15/31
16/31
A. T. 2013/14
15/31
16/31
Gen
Feb
Mar
Apr
17/31
14/31
15/30
15/30
A. T. 2014/15
SCS positivo
Prezzo
SCS negativo
Prezzo
N E W S LNEETW
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0 1U0M │
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2 5G I│N A
P A1G4 I N A 1 4
9/31
22/31
14/28
14/28
100.000
0
MWh
MWh
Partecipazione al mercato
Totale
lato acquisto
49
Prezzi
27,00
€/MWh
27,00
1.587.242
Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente
Operatori attivi. N°
Volumi
€/MWh
€/MWh
€/MWh
Totale
Fonte: dati GME
100.000
0
(continua)
Nel Comparto G-1 della PB-Gas, ad aprile sono stati scambiati
solo 62 mila MWh di gas naturale ad un prezzo medio di
22,34 €/MWh. Nelle due sessioni con scambi di gas naturale,
il Responsabile del Bilanciamento ha presentato un’offerta in
vendita soddisfatta da acquisti di operatori delle zone Import,
Edison Stoccaggio (95,2% del totale) e, in misura più esigua,
Stogit. Quest’ultima zona è stata anche l’unica a registrare un
prezzo medio superiore a quello del PSV (23,76 €/MWh, +0,62
€/MWh), che invece è stato decisamente inferiore nelle altre
due zone (20,92 €/MWh, -2,22 €/MWh).
Tabella 2: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G-1
Fonte: dati GME
Zone
Import
Prezzo. €/MWh
Edison
Stoccaggio
LNG
Stogit
G+1
Totale
G+N
20,92
20,92
-
23,76
-
-
22,34*
Volumi. MWh
29.236
30.000
-
2.958
-
-
62.194
Operatori. N.
4
1
-
2
-
-
7
* Media aritmetica dei prezzi massimi zonali giornalieri
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2 5G I│N A
P A1G5 I N A 1 5
mercato gas italia
Tendenze di prezzo sui mercati energetici
europei
A cura del GME
■
Nel mese di aprile, i principali mercati petroliferi spot
raggiungono i livelli massimi dall’inizio dell’anno, a seguito
di consistenti rialzi congiunturali che riscattano i ribassi del
mese di marzo e confermano la recente inversione del trend
ribassista in atto dall’estate del 2014. Anche dagli hub del
gas e dalle borse elettriche si scorgono segnali di ripresa,
apprezzabili soprattutto nel confronto tendenziale.
Ad aprile, il prezzo spot del Brent sale a quota 59 $/bbl,
valore massimo del 2015, segnando un distinto aumento
mensile e sorprendendo al rialzo le aspettative espresse il
mese scorso dagli operatori (53 $/bbl). Resta consistente
la variazione tendenziale (-45%), fenomeno questo che
ricorre ormai da oltre sette mesi. Gli altri due riferimenti
per il greggio replicano esattamente le stesse dinamiche,
con la quotazione iraniana che praticamente si allinea al
Brent e il WTI in ascesa più ripida (Iranian 58 $/bbl, +9%;
WTI 54 $/bbl, +13% ). I prodotti derivati mostrano sviluppi
mensili analoghi alla commodity di riferimento, ma con l’olio
combustibile che aggiorna il massimo del 2015 (314 $/MT,
+8%). In rialzo anche i mercati forward, con riferimento
specificamente alle quotazioni di prossima e più lontana
consegna, che prospettano in generale aumenti più o meno
consistenti rispetto ai valori correnti.
Al contrario, il prezzo spot del carbone europeo segna un
ulteriore ribasso mensile, in ragione del quale si attesta a
59 $/MT e si mantiene allineato al riferimento sudafricano,
in calo analogo (Richards Bay 59 $/MT, -2%). Stesso
andamento sui mercati orientali che, sempre più forti in
termini di livello dei prezzi, sono comunque soggetti dalla
medesima discesa pluriennale (73 $/MT, -10%). Coerenti
con l’andamento dello spot, i prezzi dei prodotti a termine si
abbassano rispetto allo scorso mese e si mantengono al di
sotto delle quotazioni correnti (57/58 $/MT).
Stabile su base mensile, il cambio euro/dollaro perde ben
0,30 $/€ rispetto allo scorso anno (1,08 $/€, -22%) e mostra
flebili segnali di ripresa solo nel lungo periodo (quotazione
2016 1,09 $/€).
Newsletter Aprile 15 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1)
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica.
Quotazioni a pronti
FUEL
UdM
PETROLIO
$/bbl
Brent FOB
€/bbl
OLIO COMB.
$/MT
0.1 FOB Barge
€/MT
GASOLIO
$/MT
0.1 FOB ARA
€/MT
CARBONE
$/MT
ARA Stm 6000K C €/MT
CAMBIO $/€
USD/EUR
FX USD
Apr 15
59,10
54,73
313,55
290,40
546,28
505,94
59,41
55,03
1,08
1,00
Quotazioni a termine
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%) FUEL (%)
future M-1
+5%
- 45 %
crude
oil
+ 5crude
% future
- 30 %
brent
+ oil
8%
- 50 %
fuel
8 % NWE
- 36 %
FO+1.0%
+4%
- 40 %
gasoil
+ 5 future
%
- 23 %
gasoil
-2%
- 22 %
coal
- 2CIF
%
-1%
API2
- 22 %
FX - 0 %
0%
0%
FX USD
53,44
298,45
524,75
58,80
-
Mag 15
Var M-1
(%)
Giu 15
Var M-1
(%)
Lug 15
Var M-1
(%)
2016
57,37
53,03
321,32
297,02
557,91
515,71
58,66
54,22
1,08
1,00
+0%
+8%
+7%
-1%
-0%
-
61,47
56,80
322,89
298,34
559,14
516,64
57,95
53,54
1,08
1,00
+6%
+8%
+7%
-0%
-0%
-
62,25
57,49
324,94
300,11
561,70
518,79
57,80
53,38
1,08
1,00
-
66,74
61,27
352,66
323,73
56,87
52,21
1,09
1,00
Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
Var M-1
(%)
+2%
+6%
+ 1- %
-3%
-0%
-
Fonte: Thomson-Reuters
$/bbl
$/€
130
1,90
120
1,80
110
1,70
1,60
100
1,50
90
80
1,40
N E W S LNEETW
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A 1I O
5 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G6 I N A 1 6
1,30
mercati energetici europa
Var M-12 ultima
quot.
Var M-1
Var M-1
Newsletter
Marzo
-M-1
Tendenze
di
prezzo
eMag
Prospettive
sui
FUEL$/MT
UdMe640,78
Apr 15fuel
15
1:
Greggio
combustibili,
quotazioni
mensili
spot
e
a termine.
Media
aritmetica.
LIO COMB.Tabella
+14
3Var
%
+3
%
oil
623,93
612,95
+ 1Giu
%15Mercati
607,12
(%) FUEL
(%)
future
M-1
(%)
(%)
-1%
-1%
crude
oil
108,73
108,51
-0%
107,53
- Energetici
1%
107,28
- 1) Var
101,92
-0%
M-1
M-1
(pag
Lug+15
2016
0 % Var(%)
605,06
-(%)
577,08
- 3crude
%
-7%
brent
future
78,49
77,78
77,60
73,71
1 FOB
Barge
463,40
+1.0%
FO
443,36 + 1 % 439,15a+termine
417,32
a pronti
Quotazioni
OLIO
COMB. €/MT
$/MT Quotazioni
640,78
+1oil
3%
% NWE-+ 33 %
%
fuel
623,93
612,95
607,12
0 % - 605,06437,67 577,08
-0%
PETROLIO
$/bbl
59,10
+
5
%
45
%
crude
oil
53,44
57,37
+
0
%
61,47
+
6
%
62,25
66,74
+
2
%
Tabella
1: Greggio
e
combustibili,
quotazioni
mensili
spot
e
a
termine.
Media
aritmetica.
Newsletter Aprile
15 - Tendenze
di prezzo e Prospettive
sui
Mercati
Energetici
(pag 1)
ASOLIO
$/MT
- +21.0%
%%crude
%
gasoil
933,00
917,93 - - - 256,80
% 439,15
916,94
- 2 %437,67
915,18
-- 0.1 FOBBrent
Barge
€/MT€/bbl900,05
463,40
1
3
%%
NWE--- 1
443,36
- 57,49
417,32
FOB
54,73 FObrent
+5
%
30M-12
53,03
61,27
Var
M-1 future
Var
ultima- quot.
Var M-1
Var M-1
Var M-1
Var M-1
FUEL
UdM
Apr
15
FUEL
Mag
15
Giu
15
Lug
15
2016
Quotazioni
a313,55
pronti
Quotazioni
a%termine
1 FOB
ARA
€/MT
-fuel
--- 8150
%%
gasoil
future
663,95
663,25
- 915,18
-(%)
(%)
future
M-1
(%)
(%)- 661,99
(%)
GASOLIO
$/MT
900,05
-42+%
%
OLIO COMB.
$/MT650,91
8
%
oil
298,45
321,32
+(%)
8 %- 2 % 322,89
+
8 % - 2324,94
352,66
+- 6 -%
gasoil
933,00
917,93
916,94
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica.
FOB Barge
290,40coal
8 % NWE
36%
%
1.0%
-297,02
- 75,51
323,73
0.1 FOB0.1ARA
€/MT€/MT 75,45
650,91
-24+%
%
8
gasoil
future
663,95
-300,11
ARBONE
$/MT
-FO
- --11
%
75,00
76,09Var- M-1- - 1298,34
% 663,25
75,36
- 2 %661,99
- -Var
Var
M-1
M-12
quot.
M-1 62,25
M-1
M-181,10
PETROLIO
$/bbl
59,10
%
45
% ultima
+%
1- %
crude
oil Var
53,44
57,37
++ 07%
61,47
++6Var
- Var
66,74
GASOLIO
$/MT
546,28
++45FUEL
%
--40
%
gasoil
524,75
557,91
%
559,14
7%%
561,70
- 2015+ 2
FUEL
UdM
Mar
14
Apr
14
Mag
14
Giu
14
Quotazioni
a
pronti
Quotazioni
a
termine
(%)
(%)
future
M-1
(%)
(%) - 2 % - 75,51 (%)
(%) 58,64
$/MT
75,45 API2
-4CIF
2%
%
- 16
11 %
coal
75,00
76,09
-1% 75,3654,51
81,10
-1%
RA CARBONE
Stm 6000K
C
€/MT
54,57
%
55,04
54,62
0.1
FOBFOB
ARA
€/MT
505,94
++55future
%
--23
-515,71
516,64
518,79
Brent
€/bbl
54,73 gasoil
% future
30 %
%
brent
crude
53,03
-56,80
-57,49
- 61,27
- ARA $/€
Stm
6000K
C €/MT$/MT 1,38
54,57
-14-CIF
%
- 16
%
API2
55,04
- + 1 %54,62
58,64
%
7%
AMBIO
USD/EUR
% 54,51-1,38
1,3856,87
Var
M-12 ultima
Var
Var
CARBONE
59,41FX+coal
2 %M-1 +-Var
22
%
58,80- quot.
58,66 1,38- Var
1 %M-1+ 157,95
0 % M-1 57,80
- M-1
--3Var
% M-1 1,38
PETROLIO
$/bbl
108,38
Brent FOB
€/bbl
78,38
-0%
-
-
-
-1%
-
(continua)
OLIOFUEL
COMB.
PETROLIO
+
$/MT
313,55
8 % FUEL
- 50 %
fuel+ oil
298,45
321,32
322,89
352,662016 + 6 %
Apr 15 crude
Mag 15 + 8- 0%%
Giu 15 + 8 -%1 % 324,94
Lug 15 $/bblUdM 1,38
108,38
- 11 %
%
oil
108,73
108,51
107,53
-0% +1%
(%) +--171%
(%)
future
(%)
(%) + 1 53,38
(%)
CAMBIO
$/€FOB6000K
USD/EUR
+FO
%
FXAPI2
1,38
+ 1 %298,34
%107,28 1,38
-101,92 - 1,38
ARA
-+2
%%
CIF
-- - - M-1
54,22
53,54 1,38 1,00
52,21
- (%)
0.1 Stm
Barge C €/MT
€/MT1,00 55,03
290,40
8%% NWE
- 36
1.0%
297,02
--300,11 - - 1,00
323,73
X USD Brent
0
%
0
%
FX
USD
1,00
1,00
FOB $/€
€/bbl
78,38
%
-- 7
%%
brent
crude
future
-78,49
77,78
77,60
USD/EUR
1,08 FXFX
04%%
1,08
% - 559,14
1,08 1,00
0
%
FX USDCAMBIO
0- -3+%
0
%
USD
1,00 +- 70 %
- 1,08
1,00
- 73,71+ 1-- %
1,00
GASOLIO
$/MT 1,00546,28
-22
40
%
gasoil
524,75
557,91
+-70%%
561,70
- -1,09
OLIO
COMB.
$/MT$/bbl 640,78
+crude
30+%
%%
oil
623,93
612,95
++
10%%
607,12
+
605,06
577,08 -+ -20%%
PETROLIO
59,10 fuel
5%
45
oil + 03- %
53,44
57,37
61,47
+ 06 %
62,25
-66,74
FX
USD
1,00
%
FX
USD
1,00
1,00
1,00
1,00
0.1 FOB ARA
€/MT
505,94
+ 5 future
%
- 23 %
gasoil
515,71
516,64
518,79
Brent
FOB
€/bbl
54,73
%
30 %mensile
53,03
56,80 Media
57,49
-61,27
-0.1
Barge
1+%5crude
-future
3- %
FO+brent
1.0%
NWE
- - dei dei
443,36
439,15
- aritmetica.
437,67
417,32
Grafico
1:
Greggio
e tasso
di cambio,
andamento
mensile
prezzi
spot-a- etermine.
a 57,95
termine.
Media
aritmetica
rafico
1:FOB
Greggio
e €/MT
tasso
di463,40
cambio,
andamento
prezzi
spot
CARBONE
59,41
-2%
- 22 % mensile
coal
58,80 dei
58,66
- 0 aritmetica.
%
57,80
56,87
-3%
Grafico
1: Greggio
e $/MT
tasso
di
cambio,
andamento
prezzi
spot
e- a1-e+%
termine.
Media
OLIO
COMB.
313,55
8 % - 1- %
50 %mensile
oil
298,45
321,32
322,89
+
%
324,94
-352,66
+6%
GASOLIO
$/MT$/MT
900,05
-fuel
2 +%
gasoil
933,00
917,93
2 8%% Media
916,94
- 28 %
915,18
Grafico
1:
Greggio
e
tasso
di
cambio,
andamento
dei
prezzi
spot
e
a
termine.
aritmetica.
55,03
- 2CIF
%
-1%
API2
54,22
53,54
53,38
52,21
$/MT
0.1 FOB
290,40 gasoil
8 % NWE
36 %
1.0%
297,02
298,34
300,11
-323,73
-ARABarge €/MT€/MT 650,91
-FO
4 +%
- 8- %
future
- 663,95
-663,25
661,99
-$/bbl
/bbl $/bbl0.1 FOB
CAMBIO
$/€
USD/EUR
1,08
0
%
22
%
FX
1,08
0
%
1,08
0
%
1,08
1,09
0
%
$/€
$/bbl
GASOLIO
546,28 coal
4 % - 11
- 40
524,75
557,91
559,14
%
561,70
-- $/€ + -1-1%%$/€
CARBONE
$/MT$/MT
75,45
-gasoil
20+%%
%%
75,00
76,09
--+1 7%% 1,00
75,36
-+ 27 %
75,51 81,10
FX USD
1,00
0%
FX USD
1,00
1,00
1,00
1,90130
30 130
1,90
1,90
ARAC €/MT€/MT
505,94 API2
+%5 future
% - 16
- 23
515,71
516,64
518,79
--ARA 0.1
StmFOB
6000K
54,57
-gasoil
4CIF
%%
- 55,04
-54,51
-54,62
58,64
120
CARBONE
-2%
coal
- 22 %
1,00
0%
FX USD
1,08
FX - 0 %
1,00
0%
FX USD
0%
- 22 %
0%
$/MT
59,41
58,80
58,66
-1%
57,95
-0%
1,00
1,08
1,00
-0%
-
1,00
1,08
1,00
-0%
-
1,38
+7%
CAMBIO $/€
USD/EUR
FX+ 1 %
1,38
+1%
1,38
+1%
Grafico 1: Greggio
e tasso
di cambio,
andamento
mensile
dei prezzi spot
e a termine.
Media
aritmetica.
20 120
55,03
- 2CIF
%
-1%
110
API2
54,22
53,54
-
FX USD
CAMBIO
$/€
100
$/bbl
110
10
FX
USD
130
90
100
USD/EUR
-
-
Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
57,80
1,38
53,38
1,00
1,08
1,00
1,80
56,87
1,38
1,70
52,21
1,00
1,091,60
$/€
1,50
1,00
1,90
---
-+
31
%%
1,80
-- 0 % 1,70
-
1,80
1,70
1,40
1,60
1,80
80
120
1,30
$/bblGrafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
$/€
1,70
70
110
90
1,50
1,20
130
1,90
1,60
90
60
$/bbl
$/€
100
1,10
80 120 50
1,40
1,50 1,90
130
1,00 1,80
90
80
1,40
1,80
120
40
0,90
70 110 8001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04
1,30
1,70
1,30 1,70
110
2011
2012
2013
2014
2015
2016
70
70
1,20 1,60
1,20
60 100 100
1,60
60 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11
01 02 03
121,50
01 02 03
1,10
2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
60
90
90Grafico
1,50
2010
2011
2012
2013
2014
50
1,00 2015
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08
091,40
10 11 12 01 02 03
80
$/bbl
$/MT
40
0,90 1,30
1,40
2010 801400 01 02 03 04 05 06 07 08 092011
2013
2015
10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 2012
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04
05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 072014
08 09 10 11 12 01 02 03 04
140
70
Grafico 2:
Prodotti
petroliferi,
andamento
mensile
dei
prezzi
spot
e
a
termine.
Media
aritmetica.
1,20
2011
2012
2013
2014
2015
2016
70 60
1,30
1,10
1200
00
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica
$/MT2: Prodotti
rafico
petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
60 50
120
1,20
1,00
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1400
120
60
200 1000 $/MT400
Grafico
3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1000
1000
400
800
400
600
400
$/bbl
$/bbl
1000
140
1400 $/MT
100
40 140
200
1400
800
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04
800
2011
2012
2013
2014
2015
2016
120
1200
1200
80
120
600
600
000
60
$/MT
1,30
1,20
$/bbl
80
Grafico
600 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1200
Grafico
2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1,40
140
2010
2011
2014
12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 112012
12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 122013
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 012015
02 03
04
$/bbl
$/MT01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11
800
2011
2012
2013
2014
2015
2016
140
1400
400 1200
1,50
$/bbl
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
1000
40
0,90
100
/MT
1,60
120
140
100
120
80
60
100
100
40
800
160
8002 03
800
01 02200
03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11
40 12 01
80
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04
2010140
2011
2012
2013
2014
2015
600
2011
2012
2013
2014
2015
2016
60
600
60
120
400
Grafico
3:05Coal,
andamento
prezzi
spot
termine.
Media
aritmetica.
01 02 03Grafico
04
06 07
09 10
11 12 01mensile
02 03
04 05dei
06dei
07
08
09 10
11 12e
03 04 05Media
06
07 08
09
10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11Fonte:
12 01 02Thomson-Reuters
03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
3: 08
Coal,
andamento
mensile
prezzi
spot
e01
aa02
termine.
aritmetica.
40
400 100
20002 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 0340
$/MT 01
2010
2011
2012
2013
2014
$/MT
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04
2010
2011
2012
2013
2014
2015
150
1602011
80
2012
2013
2014
2015
2016
2015
Grafico
3: Coal,
andamento
annuale
mensile
deieprezzi
spot eMedia
a termine.
Media aritmetica
140
rafico
3: Coal,
andamento
mensile
deieprezzi
spot
a termine.
aritmetica.
60
140
Grafico
3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
$/MT
150
140
130
120
110
100
90
130
120
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04
150 160
2011
100
140
140
100
130 80
2012
110
2013
2014
2015
2016
90 120 120
80 110
60
100
70 100 40
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04
60 90 80 2011
2012
2013
2014
2015
2016
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
80
2010 60
70
80
60
70
60
Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
$/MT40
120
$/MT
2011
2012
2013
2014
2015
40
0810
0911
1012
1101
1202
0103
0204
03 05
04 05
0304
0405
0506
0607
0708
0809
0910
10 11
11 12
1111
1212
0101
0202
0303
0404
05 05
06 06
07 08
01 0201
0302
0403
0504
0605
0706080709
06 06
0707
0808
0909
1010
1111
1212
0101
020203
12 01
0102
0203
0304
0405
0506
0607
0708
0809091010
07 09
0810
0911
1012
1101
1202
0103
020403
2012
2013
2014
2015
2016
2010 2011
2011
2012
2013
2014
2015
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 Fonte:
12 01 02Thomson-Reuters
03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
2010
2011
2012
2013
2014
N E W S LNN
EEE
TWW
TSESLRLEED
TTT
ETE
LERR
GD
MDEEELL│GGFMM
EEB
EB
││2R20A01I11O5 │2 0N1U0M│E R
NO
U M4
8E
5
2 R│OPPA2AG
5GI │
INNAPAA11G
77I N A 1 7
2015
100
80
60
40
1%
-
(continua)
I rialzi registrati sul greggio non trovano riscontro sulle
quotazioni del gas, a comprova del progressivo decoupling
dei due mercati. I principali hub europei, posti sui 22 €/MWh,
mostrano infatti prezzi in calo mensile e in aumento tendenziale,
ad eccezione del TTF che segna un lieve incremento su
marzo (-1%, +8%), e confermano quasi fedelmente le attese
pronunciate lo scorso mese. Si abbassa maggiormente la
quotazione italiana, riducendo sensibilmente lo spread dagli
altri riferimenti (PSV 23 €/MWh, -3%). Sostanzialmente
stabili, i valori dei prezzi future non sembrano predire grandi
cambiamenti delle condizioni vigenti (21/23 €/MWh).
Newsletter Aprile 15 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2)
Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica
Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioni a pronti (€/MWh)
GAS
Area
Apr 15
PSV
TTF
CEGH
NBP
IT
NL
AT
UK
23,30
22,03
22,10
22,07
Quotazioni a termine (€/MWh)
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%)
(%)
future M-1
-3%
+1%
-1%
-1%
+3%
+8%
+2%
+7%
23,30
21,90
22,65
22,69
Mag 15
Var M-1
(%)
Giu 15
Var M-1
(%)
Lug 15
Var M-1
(%)
GY
2015/16
Var M-1
(%)
23,05
21,46
22,08
21,47
+1%
-0%
+1%
21,32
22,05
20,68
-0%
-0%
21,92
20,83
-
21,87
22,55
-0%
-0%
€/MWh
35
30
25
20
15
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04
2011
2012
2013
2014
2015
Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
In linea coi trend stagionali dellaVar
domanda,
che ultima
nel mese
di
M-1 Var M-12 ultima
quot.
quot.
Area
15
Paese Gestor
(%)
(%)e delle
future
M-1
future
M-1
aprile raggiunge
uno dei Apr
valori
più bassi,
i prezzi
principali
borse elettriche europee segnano ribassi congiunturali più o
Borsa
ITALIA
-IT4 %
+
5 % Ita
meno consistenti
(25/48 47,84
€/MWh, -2/-14%).
Si apre 45,95
lo- spread
43,25
FRANCIA
39,54
- FR
10 %
+EEX
17 %
tra il PUN
e il prezzo francese
(rispettivamente
48 €/MWh,
40
EEX
31,27
GERMANIA
29,72
-DE
5%
-6%
€/MWh)SPAGNA
e lo stesso sviluppo
anche
nel
confronto
OMIP
38,53
45,34 si osserva
+ES
5
%
+
71
%
nome
Borsa Ita
tra Epex
France e la quotazione
italiana
riferimento
per il
Nasdaq
25,70
AREA SCANDINAVA
25,31
-NO
0%
-di
1%
nome
EEX
AUSTRIA
SVIZZERA
30,38
38,26
-nome
2%
- nome
14 %
2016
-2%
Nasdaq
+OMIP
16 %
-
couplingVar(49
€/MWh, -5%), sebbene tali prezzi risultino
ad
Var M-1
M-1
M-1 Giu 15 Var M-1 Lug 15 Var M-1
Var
Mag 15
(%)
(%)allineati che a
(%)
aprile
più (%)
frequentemente
marzo2016
(33%,(%)
+3 p.p.).
Il prezzo tedesco, quotazione target per il market coupling
47,30
45,89
47,77
- 2-%
46,70
- 1-%
tra
Italia - e1-%Austria,
segna
un 50,40
ribasso
mensile
e tendenziale
31,19
+2%
31,28
-2%
30,78
39,08
di28,42
pari entità
e si30,77
pone a- 2soli
430,60
€/MWh al
di sopra
del- prezzo
-3%
%
31,99
scandinavo,
si+ 5allinea
nel
25%
ore del
mese
47,55
+ 8- % al quale
50,70
52,05
-- delle
45,62
-%
-(nell’ambito
Western
23,36
- 5-%del MC
22,56
- 7 -%
20,43
-27,62
- North
- Europe).
--
-
-
-
-
-
€/MWh
90
80
70
60
50
40
30
20
10
N E W S LNNEEETW
W
TSS
ELL
REED
TTT
E
TE
L
ERRG D
M
DEELL│G
GFM
MEEEB B
││2R
200
A11I 1O
5 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
842E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G88I N A 1 8
-
-
IT
NL
AT
23,30
22,03
22,10
-3%
+1%
-1%
23,30
21,90
22,65
+3%
+8%
+2%
20
mercati
NBP
UK energetici
22,07
-1%
+europa
7%
22,69
23,05
21,46
22,08
+1%
-0%
21,32
22,05
-0%
21,92
-
21,87
-
-0%
-
21,47
+1%
20,68
-0%
20,83
-
22,55
-0%
€/MWh
15
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04
35
2011
2012
2013
2014
2015
2016
(continua)
Figura
Borse
elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
30 2:2:
Figura
Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
25
Newsletter Marzo 15 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2)
Area
Var M-1 Var
M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Gestor
Paese
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
Apr 15
GERMANIA
29,72
-DE
5%
Borsa
+
5 % Ita
+EEX
17 %
EEX
-6%
AREA SCANDINAVA
PSVAUSTRIA IT
25,31
-NO
0%
nome
Nasdaq
-1%
EEX
ITALIA
-IT4 %
47,84
39,54
- FR
10 %
Quotazioni
a pronti (€/MWh)
FRANCIA
45,95
-
25,70
-
Var M-1
(%)
Mag 15
20
Figura
1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
15
Var M-1
(%)
Giu 15
Lug 15
43,25
45,89
31,19
- 1-%
47,77
- 2-%
50,40
+ 2Quotazioni
%
31,28
- 2 (€/MWh)
%
30,78
a termine
31,27
28,42
-3%
30,77
-2%
30,60
22,56
---
- 7 -%
20,43
---
Var M-1
(%)
2016
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
-
47,30
46,70
39,08
- 1-%
-
-
31,99
-
--
27,62
--2%
-
--
Var
M-12
ultima
M-1
Var
Var
M-1
01 02 03 04 05
06 07 08 09Mar
10 11
03M-1
04 05 Var
06 07
08 09 10
11 12quot.
01 02 03 04 05 06
0715
08 09Var
10 11
12 01Mag
02 03 04 05
06 M-1
07 08 09Giu
10 11 12 01
02M-1
03 04 05GY
06 07 08Var
09 10
11 12 01 02 03 04
GAS
Area
1512 01 02
Apr
47,55
+ 8- %15 50,70
+ 5 -15
%
52,05
45,62
SPAGNA
45,34
5 % (%) +OMIP
71 %
nome
Borsa
Ita M-138,53
-(%)
--(%) +ES
future
(%)
(%)2015/16
(%)
2011
2012
2013
2014
2015
2016
24,07
- 8 %-nome
30,38
2 % - 1 % Nasdaq
- 2 % 26,30
TTF
21,80
-3%
SVIZZERA
38,26
- nome
14
%- 5 %+OMIP
16 % 23,50
Figura
2:
BorseNLelettriche,
quotazioni
mensili
spot
e a termine.
CEGH
AT
22,38
-6%
-5%
24,20
NBP
UK
22,26
-4%
-4%
24,32
€/MWh
90 €/MWh
80 35
70
Area
Apr 15
ITALIA
47,84
39,54
29,72
45,34
25,31
30,38
38,26
60 30 FRANCIA
GERMANIA
SPAGNA
40
AREA SCANDINAVA
AUSTRIA
30
20
SVIZZERA
50
25
20
23,43
21,56
Media
22,34
22,21
Var M-1 Var
M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Paese Gestor
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
-IT4 %
- FR
10 %
-DE
5%
+ES
5%
nome
-NO
0%
nome
-nome
2%
- nome
14 %
Borsa
+
5 % Ita
+EEX
17 %
EEX
-6%
+OMIP
71 % Ita
Borsa
Nasdaq
-1%
EEX
-2%
Nasdaq
+OMIP
16 %
23,36
- 5-%
----2 %
21,31
aritmetica
22,17
21,33
-1%
--22,08
20,70
-1%
-21,89
22,64
-
-1%
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
Mag 15
Var M-1
(%)
Giu 15
Var M-1
(%)
Lug 15
Var M-1
(%)
2016
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
45,95
43,25
31,27
38,53
25,70
-
45,89
31,19
28,42
47,55
23,36
-
- 1-%
+2%
-3%
+ 8- %
- 5-%
47,77
31,28
30,77
50,70
22,56
-
- 2-%
-2%
-2%
+ 5 -%
- 7 -%
50,40
30,78
30,60
52,05
20,43
-
---
47,30
46,70
39,08
31,99
45,62
27,62
-
- 1-%
---
-
-
-
-
-
-
-
-
-
10
15
€/MWh
01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03
05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
90 20112011
2012
2013
2014
2015
2015
2016
2012
2013
2014
2015
2016
2015
04
TWh
40
80
Volumi a pronti (TWh)
70Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quanto ai volumi di borsa, su tutti gli exchange si35 scorgono
Var M-1 Var M-12
Area
Apr
15 (€/MWh)
60
Quotazionicrescenti,
a pronti
dinamiche
tendenziali
particolarmente
propizie
su
30
(%)
(%)
Epex
a quota
8
TWh
(+69%),
25
50 France, i cui scambi salgono
Var
M-1
Var
M-12
ultima
quot.
ultima quot.
Area
Mar 15
Paese Gestor
future
M-1
e
future
M-1
secondo
valore
L’incremento
ITALIA più elevato
15,7 dalla sua
- 7(%)
% istituzione.
+ (%)
1%
20
40
FRANCIA
8,3
+
14
%
+
69
%
francese haITALIA
un notevole 49,99
impatto sulla
variazione
della
taglia
15
51,00
Borsa
-IT8 %
+
7 % Ita
GERMANIA
%
+ 12 %
degli30 scambi
dell’intero22,8
gruppo - -3Epex
che,
a 38,3
10
FR
EEX
45,78
FRANCIA
43,81
13 %
+
23 % giunto
TWh, segna un rialzo del 22% rispetto allo scorso anno e si
Quotazioni
termine
(€/MWh)Come di consueto a seguire
conferma la Quotazioni
borsa
più
capiente.
aatermine
(€/MWh)
c’è Nord
Pool
(29
TWh,
+4%)
e le due borse
mediterranee,
Var M-1
M-1
M-1 Mag 15 Var M-1 Giu 15 Var M-1
Var
Apr 15 Var
2016
(%)
(%)
(%)
(%)
che mantengono
inalterata
la loro(%)reciproca distanza
(Italia 16
TWh,
Spagna
13
TWh).
46,85
46,59
+ 1- %
46,16
+ 8- %
48,64
46,95
- 0-%
38,43
+2%
30,53
-1%
12,8
-7%
+7%
EEX
32,57
30,67
-2%
29,28
-4%
GERMANIA
31,34
- DE
15 %
+
1%
5
AREA SCANDINAVA
28,8
- 13 %
+4%
40,50
37,35
- 0-%
43,84
+ 4 -%
SPAGNA
43,13
+ES
1%
+OMIP
62 % Ita
nome
Borsa
10
0
0,7
- -7NO
%
+Nasdaq
Figura
3:AUSTRIA
Borse
annuali
mensili
sui
mercati
25,22
24,74
-09
3-%
24,50
- 203
AREA
SCANDINAVA
25,34
13
-5
5%
%
nome
EEX
- 01
-11 07
-%
01
03
05 07europee,
09 11 01 volumi
03 05 07
09 %11 e
01
03 05 07
09
11 050107spot
0309
05
11 0701
05
0605
03
01 03
05
09-03
11 01
SVIZZERA
2,0
+ -14
%% + -11
%
AUSTRIA
31,07
14
0
%
nome 2013
Nasdaq
- 2012 2011
2012
2014
2015 2015
2011
2013
2015
SVIZZERA
44,52
- nome
12 %
+OMIP
24 %
TWh
40
SPAGNA
20
€/MWh
90
35
Area
Apr 15
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ITALIA
60 FRANCIA
50 GERMANIA
SPAGNA
40
AREA SCANDINAVA
15,7
8,3
22,8
12,8
28,8
-7%
+ 14 %
-3%
-7%
- 13 %
+1%
+ 69 %
+ 12 %
+7%
+4%
20
0,7
2,0
-7%
+ 14 %
+5%
+ 11 %
0
80
30
25
70
30
AUSTRIA
20 SVIZZERA
10
31,81
38,86
31,54
32,26
48,20
-45,33
-Fonte:
24,33
-09
-07
07
08 11
09 01--1003
11
12 Thomson-Reuters
07
0528,24
090111--0201 03
03 04
2016 -2015
2014
-
01 03
05
07 09
2011
11
01 03
05
07 09
2012
11
01 03
05
15
10
5
01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03
2011
07 09
2013
11
2012
01 03
2014
05
07 09
11
2013
01 03 04
2015
2015
2015
05
06
07
2014
08
09
10
11
12
2015
01
2016
TWh
40
Area
Mar 15
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ITALIA
FRANCIA
GERMANIA
16,8
7,3
23,5
+8%
-4%
+ 13 %
+5%
+ 31 %
-1%
35
30
25
20
15
N E W S LNNEEETW
W
TSS
ELL
REED
TTT
E
TE
L
E10
RRG D
M
DEELL│G
GFM
MEEEB B
││2R
200
A11I 1O
5 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
842E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G99I N A 1 9
02
03
25
PSV
TTF
CEGH
Mercato dei titoli di efficienza energetica
A cura del GME
■
Nel mese di aprile 2015 sul Mercato dei Titoli d Efficienza
Energetica sono stati scambiati 331.336 TEE, in diminuzione
rispetto ai 348.229 TEE scambiati a marzo.
Dei 331.336 TEE sono stati scambiati 89.173 TEE di Tipo I,
184.530 TEE di Tipo II, 16.399 TEE di Tipo II CAR, 41.234 TEE
di Tipo III.
Rispetto al mese di marzo, si registra una diminuzione dei prezzi
medi pari a 0,96 % per i TEE di Tipo I e per i TEE di Tipo II, dello
0,68 % per i TEE di Tipo II-CAR, e dello 0,88 % per i TEE di Tipo
III.
In particolare, analizzando l’andamento specifico dei prezzi di
questo mese, si rileva che i titoli di Tipo I sono stati scambiati ad
una media di 103,32 € (rispetto a 104,32 € di marzo), i titoli di Tipo
II, ad una media di 103,19 € (rispetto a 104,19 € di marzo), i titoli
di Tipo II-CAR, ad una media di 103,14 € (103,85 € a marzo), i
titoli di Tipo III sono stati quotati ad una media di 103,27 € (rispetto
a 104,18 € di marzo).
I titoli emessi dall’inizio dell’anno sono pari a 1.886.780 TEE
(627.980 di Tipo I, 1.042.225 di Tipo II, 25.061 di Tipo II CAR,
191.458 di Tipo III e 56 di Tipo V).
Dall’inizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a 34.160.253
TEE.
Di seguito la Tabella riassuntiva delle transazioni relativa al mese
di aprile 2015.
TEE, risultati del mercato del GME - aprile 2015
Fonte: GME
Tipo I Tipo I
89.173
9.212.962,43
Tipo II Tipo II
184.530
19.042.406,88
II-CAR
TipoTipo
II-CAR
16.399
1.691.316,51
Tipo III
Tipo III
41.234
4.258.249,84
Prezzo minimo (€/TEE)
102,88
102,50
102,95
102,85
Prezzo massimo (€/TEE)
103,94
104,00
103,70
103,80
Prezzo medio (€/TEE)
103,32
103,19
103,14
103,27
Volumi scambiati (n.TEE)
Valore Totale (€)
TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine aprile 2015 (dato cumulato)
15.000.100
13.958.214
Totale: 34.160.253
12.964.554
13.500.100
Fonte: GME
12.000.100
10.500.100
9.000.100
7.500.100
5.850.821
6.000.100
4.500.100
3.000.100
1.385.679
1.500.100
985
100
TIPO I
TIPO II
TIPO II_CAR
TIPO III
TIPO V
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
5 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G0 I N A 2 0
mercati per l'ambiente
(continua)
TEE scambiati dal 1 gennaio 2015
N. TEE
Fonte: GME
Mercato: 1.231.279
1.200.000
Bilaterali: 1.673.218
1.147.381
1.000.000
800.000
707.215
600.000
400.000
200.000
328.819
222.357
139.223
66.651
164.257
128.357
237
0
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2015)
€/tep
minimo
Fonte: GME
massimo
medio
112,00
110,00
110,00
109,50
109,50
109,50
103,67
104,02
104,28
98,00
98,10
108,00
106,00
104,00
104,13
104,00
104,00
104,00
102,00
100,00
98,00
96,00
97,00
94,00
92,00
90,00
90,00
88,00
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
Tipologia
N E W S LNEETWTSELRE T
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
B 2R0A1I 5O │2 0N1U0M│E R
NO
U M8 E
2 R│O P2A5G │
I N PAA 2G1I N A 2 1
(continua)
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2011)
€/tep
155,00
Tipo I
Tipo II
Fonte: GME
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
145,00
135,00
125,00
115,00
105,00
85,00
17-01-2012
07-02-2012
28-02-2012
20-03-2012
11-04-2012
02-05-2012
15-05-2012
24-05-2012
05-06-2012
26-06-2012
17-07-2012
07-08-2012
11-09-2012
02-10-2012
23-10-2012
20-11-2012
11-12-2012
15-01-2013
05-02-2013
26-02-2013
19-03-2013
09-04-2013
30-04-2013
21-05-2013
11-06-2013
02-07-2013
23-07-2013
27-08-2013
17-09-2013
08-10-2013
05-11-2013
26-11-2013
17-12-2013
28-01-2014
18-02-2014
11-03-2014
01-04-2014
23-04-2014
13-05-2014
29-05-2014
24-06-2014
15-07-2014
05-08-2014
09-09-2014
30-09-2014
21-10-2014
11-11-2014
02-12-2014
13-01-2015
03-02-2015
24-02-2015
17-03-2015
08-04-2015
28-04-2015
95,00
data sessione mercato
Nel corso del mese di aprile 2015 sono stati scambiati 606.523
titoli attraverso contratti bilaterali delle varie tipologie (337.224
TEE nel mese di marzo 2015).
La media dei prezzi dei TEE scambiati attraverso i bilaterali
è stata pari a 101,88 €/tep (103,41 €/tep lo scorso marzo),
minore di 1,35 €/tep rispetto alla media registrata sul mercato
organizzato di 103,23 €/tep (104,19 €/tep a marzo).
Nel grafico sottostante sono evidenziati i volumi mensili scambiati bilateralmente per ciascuna classe di prezzo.
scambiati per classi di prezzo - settembre 2013
TEE scambiati per classi di prezzo - TEE
aprile
2015
Fonte: GME
300.000
TEE scambiati per classi di prezzo - settembre 2013
600.000
300.000
268.488
555.829
250.000
Totale Bilaterali me
268.488
500.000
Quantità
250.000
200.000
400.000
Quantità
200.000
150.000
300.000
150.000
100.000
200.000
100.000
50.000
38.912
100.000
31.058
50.0001.8347.151
38.912
3.616 8.050
819
0
0
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100) [100-110) [110-120) [120-130) [130-140) [140-150) 150+
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100)
100+
1.834
0
Classi di prezzo (€/tep)
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100)
100+
Classi di prezzo (€/tep)
TL
E RG M
DE
│R
20
5 │2 0N1 U
RU
O M8E2R │O P2A5 G│I NPAA G
2 2I N A 2 2
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
E L│ GFMEEB B
A 1I O
0 M│E N
Mercato dei certificati verdi
A cura del GME
■
Sul Mercato dei Certificati Verdi1, nel mese di aprile 2015,
sono stati scambiati 831.199 CV, in aumento, rispetto ai 707.489
CV scambiati nel mese di marzo.
La concentrazione degli scambi sul mercato, ha visto il prevalere
dei CV 2014 IV Trim, con 389.922 certificati (408.156 i CV 2014
IV Trim scambiati a marzo), dei CV 2015 I Trim presenti per la
prima volta sulla piattaforma di scambio, con 374.713 titoli, e dei
CV 2013 IV Trim, con un volume pari a 32.912 CV (127.483 i CV
2013 IV Trim relativi allo scorso mese).
Seguono nell’ordine i CV 2014 III Trim con 13.717 certificati
(62.225 i CV 2014 III Trim scambiati a marzo), i CV 2014 I Trim
con 9.003 CV (11.908 i CV 2014 I Trim presenti il mese scorso
sulla piattaforma), e i CV 2014 II Trim che hanno raggiunto un
volume totale pari a 8.773 titoli (4.325 i CV 2014 II Trim, presenti
sulla piattaforma nel mese a confronto).
Chiudono l’elenco dei volumi scambiati nel mese di aprile, i
CV 2013 I Trim con 2.000 titoli (1.609 i CV 2013 I Trim, il mese
scorso), e i CV 2013 II Trim con 159 certificati (1.000 i CV 2013
II Trim a marzo).
Per quanto riguarda i prezzi medi registrati sul mercato dei CV
nel mese di aprile, è stato osservato per i CV 2013 I Trim, un
prezzo medio pari a 90,06 €/MWh, con una diminuzione, rispetto
al mese precedente, di 1,08 €/MW, per i CV 2013 II Trim, un
prezzo medio pari a 89,33 €/MWh, in calo di 1,27 €/MW e per i
CV 3013 IV Trim, un prezzo medio pari a 89,39 €/MWh, con un
decremento pari a 0,33 €/MWh, rispetto al mese di marzo.
In aumento, invece, i CV 2014 I Trim e i CV 2014 III Trim, quotati
rispettivamente ad un prezzo medio di 97,15 €/MWh e di 97,13 €/
MWh, in crescita di 0,02 €/MWh rispetto al mese scorso, mentre
i CV 2014 II Trim, scambiati ad un prezzo medio di 97,14 €/MW,
hanno registrato un incremento di 0,12 €/MWh, rispetto al mese
precedente.
Il prezzo medio dei CV 2014 IV Trim, pari a 96,38 €/MWh, ha
registrato una contrazione di 0,50 €/MWh, rispetto al mese
precedente (si segnala che a causa dell’errore materiale di un
operatore, il prezzo minimo di aprile per la tipologia CV 2014 IV
Trim è risultato pari a 37,20 €/MWh).
Infine, i CV 2015 I Trim, sono stati scambiati ad un prezzo medio
di 98,21 €/MWh.
Di seguito la Tabella riassuntiva delle transazioni relativa al mese
di aprile 2015.
1) Da febbraio 2008, in applicazione della Legge Finanziaria 2008, è stata modificata la
taglia dei Certificati Verdi (CV), che è passata da 50 MWh ad 1 MWh.
CV, risultato del mercato GME - aprile 2015
Fonte: GME
Periodo di riferimento
I Trim 2013
II Trim 2013
IV Trim 2013
I Trim 2014
II Trim 2014
III Trim 2014
IV Trim 2014
I Trim 2015
2013_Tipo_CV_Trim_I
2013_Tipo_CV_Trim_II
2013_Tipo_CV_Trim_IV
2014_Tipo_CV_Trim_I
2014_Tipo_CV_Trim_II
2014_Tipo_CV_Trim_III
2014_Tipo_CV_Trim_IV
2015_Tipo_CV_Trim_I
Volumi scambiati (n.CV)
2.000
180.129,30
159
14.204,23
32.912
2.941.848,95
9.003
874.668,21
8.773
852.171,65
13.717
1.332.391,97
389.922
37.579.304,02
374.713
36.801.395,52
Prezzo minimo (€/CV)
89,30
87,00
84,60
97,00
97,00
96,80
37,20
97,00
Prezzo massimo (€/CV)
97,10
89,35
89,90
97,20
97,20
97,20
97,20
98,55
Prezzo medio (€/CV)
90,06
89,33
89,39
97,15
97,14
97,13
96,38
98,21
Valore Totale (€)
CV, numero di certificati scambiati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2015)
Fonte: GME
Totale CV: 3.049.095
N. CV
2.000.000
1.781.685
1.600.000
1.200.000
800.000
400.000
167.772
0
2012
10.624
16.238
56.565
I Trim
2013
II Trim
2013
III Trim
2013
IV Trim
2013
374.713
302.710
260.043
8.842
32.051
37.852
IV Trim
2013_TRL
I Trim
2014
II Trim
2014
III Trim
2014
IV Trim
2014
Tipologia
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
5 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G3 I N A 2 3
I Trim
2015
(continua)
CV, controvalore delle transazioni per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2015)
Fonte: GME
Milioni di €
180,00
171,77
150,00
120,00
90,00
60,00
30,00
0,00
23,33
14,92
2012
0,97
1,49
5,12
I Trim
2013
II Trim
2013
III Trim
2013
0,76
IV Trim
2013
36,80
29,30
IV Trim
2013_TRL
3,11
3,67
I Trim
2014
II Trim
2014
III Trim
2014
IV Trim
2014
I Trim
2015
Tipologia
CV, prezzi dei certificati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2015)
€/MWh
Prezzo minimo
100,00
90,00
93,50
88,95
85,00
97,10
91,25
89,00
92,80
92,02
87,00
94,25
90,53
88,00
Fonte: GME
Prezzo massimo
93,00
89,72
84,60
80,00
90,00
86,51
84,85
Prezzo medio
97,80
97,08
96,21
97,20
96,99
96,01
97,20
95,40
96,80
97,20
96,41
98,55
98,21
97,00
70,00
60,00
50,00
40,00
30,00
37,20
2012
I Trim
2013
II Trim
2013
III Trim
2013
IV Trim
2013
IV Trim
2013_TRL
I Trim
2014
II Trim
2014
III Trim
2014
IV Trim
2014
Tipologia
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
5 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
8 2E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G4 I N A 2 4
I Trim
2015
(continua)
Nel corso del mese di aprile 2015 sono stati scambiati
2.281.592 CV attraverso contratti bilaterali, delle varie tipologie (7.015.394 CV nel mese di marzo).
La media dei prezzi dei CV scambiati attraverso i bilaterali,
nel corso del mese di aprile, è stata pari a 65,84 €/MWh, mi-
nore di 31,10 €/MWh rispetto alla media registra sul mercato
organizzato (96,94 €/MWh).
Di seguito il grafico a blocchi relativo ai CV scambiati bilateralmente sulla piattaforma per fasce di prezzo.
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - aprile 2015
Fonte: GME
Volumi totali:
1.500.000
1.368.358
1.200.000
Quantità
900.000
655.774
600.000
300.000
212.460
0
(0-10)
30.585
11.290
3.125
0
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100)
Classi di prezzo (€/MWh)
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100+
di Gian Paolo Repetto e Agata Gugliotta - RIE
(continua dalla prima)
Nonostante la riduzione della domanda della Corea del Sud
(-7%) e la crescita di quella cinese molto inferiore alle attese,
l’Asia arriva a costituire il 75% delle importazioni mondiali, dove
Giappone e Corea pesano da soli per il 52%. L’11,5% viene
dalle due Americhe (in espansione i consumi dell’America del
Sud) e il 13,7% dall’Europa che rappresentava invece il 30%
nel 2010.
L’Unione Europea ha conosciuto nell’ultimo triennio un
fortissimo calo dei consumi del GNL con importazioni ridottesi
del 55%, dal massimo di 77 md mc raggiunto nel 2011 ai 34,3
md mc del 2014. La diminuzione è conseguenza di diversi
fattori: il calo della domanda complessiva di gas (da 530 md
mc nel 2010 a 410 md mc nel 2014); i prezzi del Nord-Est
asiatico che, spinti dall’aumento della domanda, sono rimasti
almeno fino al terzo trimestre 2014 molto più elevati di quelli
europei determinando l’afflusso verso quell’area di carichi di
GNL a breve termine; la concorrenza del gas importato tramite
pipeline. A fronte di una capacità nominale di rigassificazione
giunta in UE a 190 md mc/anno1 il tasso di utilizzo dei terminali
si è ridotto al 20% circa rispetto al 48% del 2010, che può
essere considerata una percentuale vicina a quella fisiologica
di utilizzo medio di un rigassificatore.
Tuttavia nell’ultimo trimestre del 2014 e in questa prima
parte del 2015 il crollo dei prezzi del GNL asiatico e la loro
convergenza verso i valori espressi dai mercati europei hanno
determinato il “reindirizzo” di carichi verso i porti del NordOvest europeo, facendo tornare ad aumentare le importazioni
di GNL rispetto ai corrispondenti periodi degli anni precedenti:
nel IV trimestre del 2014 le importazioni europee sono cresciute
del 10% circa in confronto allo stesso trimestre 20132. Il
fenomeno è stato particolarmente evidente nel Regno Unito3,
dove carichi provenienti soprattutto dal Qatar hanno portato
le importazioni nazionali del 2014 a 10,6 md mc, 2 md mc in
più rispetto al 2013, facendo sopravanzare quelle spagnole4.
L’andamento continua nel 2015: tra il 1 gennaio e il 23 aprile
UK ha ricevuto 2,4 md mc di gas dal Qatar, mentre il Belgio
2,1 md mc, rispettivamente +89% e +128% rispetto al pari
periodo del 20145.
Le incertezze riguardo domanda e prezzi che caratterizzano
questa congiuntura stanno portando gli operatori della filiera a
cercare maggiori flessibilità nell’ambito dei rapporti commerciali
sia in termini di pricing che di destinazione, mentre come noto
il commercio del GNL è stato tradizionalmente legato alla
stipulazione di contratti a lungo termine collegati ai prezzi del
petrolio. Parallelamente l’aumento delle quantità “flessibili” e
della lunghezza delle rotte sembra sostenere l’espansione del
numero di navi metaniere (77 nuove ordinazioni nel 20146).
Evidenza della ricerca di maggior flessibilità negli scambi è il
progressivo graduale aumento dei volumi trattati su base spot
o a breve termine (contratti sotto i 4 anni): la quota di questi
scambi a livello mondiale ha raggiunto nel 2014 il 29% ed era
del 25% nel 2012. In Europa, invece, al netto dei ricarichi,
la percentuale è solo del 6% causa calo della domanda e
interessa soprattutto il Regno Unito.
Un altro aspetto nuovo che ha caratterizzato il mercato
europeo negli ultimi anni sono le riesportazioni: nel 2014 più
della metà dei volumi giunti in Belgio sono stati riesportati,
così come in Olanda. Anche i terminali spagnoli sono stati
attivi nelle riesportazioni, nel solo 2014 quasi il 49% dei
volumi di GNL ricevuti sono stati diretti all’estero, soprattutto
Asia (Cina, India, Giappone e Sud Corea) che ha assorbito
il 53% dei carichi e Sud-America (Argentina e Brasile) con
il 28,3%7. Il fenomeno non ha toccato l’Italia dove l’unico
terminale effettivamente attivo nel 2014 (Rovigo di Adriatic
LNG) è principalmente legato a volumi contrattualizzati a
lungo termine.
Dal lato dell’offerta, nel 2014 sono 19 i Paesi produttori di
GNL. Il Medio Oriente fornisce il 40% del GNL a livello
mondiale sfruttando la propria posizione geografica
baricentrica per servire sia l’Europa che l’Asia. Il Qatar è di
gran lunga il maggiore esportatore con una quota del 32%.
La produzione del “Bacino Pacifico” (Australia, Malesia ed
Indonesia i principali Paesi), che copre il 37%, è diretta quasi
interamente ai consumi asiatici (Giappone, Corea del Sud,
Cina). La restante quota viene dai Paesi compresi nel “Bacino
Atlantico” (Paesi del Nord e dell’Ovest africano, Norvegia,
Trinidad Tobago). In prospettiva i maggiori incrementi della
capacità di liquefazione sono attesi provenire da Australia e
Stati Uniti e più nel lungo termine anche dall’Africa Orientale.
Ma, come già accennato, il fattore che sta maggiormente
incidendo sul settore del gas liquefatto a livello mondiale è
senza dubbio la caduta dei prezzi asiatici dovuta a due ordini
di fattori: crollo del prezzo del petrolio cui la maggior parte dei
volumi consumati in Asia risulta ancora collegata attraverso
contratti a lungo termine; nuovi rapporti domanda/offerta
causa indebolimento della richiesta (rallentamento delle
economie asiatiche, temperature sopra le medie, ripresa di
impianti nucleari in Sud-Corea, scorte abbondanti) e aumento,
seppur moderato, dei flussi disponibili; elementi questi ultimi
che hanno inciso sui prezzi a breve termine in combinazione
con i mutati prezzi del greggio.
Come mostrato dal grafico 2, i prezzi spot del Nord-Est asiatico
si sono quasi dimezzati rispetto al 2013 e alla prima metà del
2014, avvicinandosi ai prezzi europei e addirittura scendendo
al di sotto di questi nel corso del mese di febbraio 2015.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
(continua)
Fig. 2 Confronto prezzi spot
25
doll./Mbtu
20
15
Prezzo spot
GNL Europa
sudoccidentale
Prezzo spot
GNL Asia
nordorientale
10
NBP
5
Henry
Hub
0
gen-14 feb-14 mar-14 apr-14 mag-14 giu-14 lug-14 ago-14 set-14
ott-14
nov-14 dic-14 gen-15 feb-15 mar-15 apr-15
Fonte: Elaborazioni Rie su dati World Gas Intelligence (Platts)
Due gli effetti principali che ne conseguono: aumento dei carichi
a breve disponibili per l’Europa e soprattutto rallentamento,
differimento o annullamento dei più costosi progetti di sviluppo
della capacità di liquefazione.
Il calo dei prezzi del gas, unitamente al crollo delle quotazioni
del petrolio, sta infatti esercitando un impatto non trascurabile
sui piani di sviluppo. Secondo le stime di alcune major (Shell
e Chevron) diversi progetti in costruzione, per un valore di
circa 250 md di doll., rischiano di vedere penalizzati i propri
rendimenti se i prezzi del greggio continuano a mantenersi bassi.
Mentre molti degli impianti progettati o pianificati, potrebbero
essere posticipati o cancellati. Tra i progetti, a risentirne di più
sarebbero le strutture flottanti, la cui tecnologia non ancora
matura può fungere da deterrente per gli investitori.
Da dicembre 2013 solo poche FID8 sono state assunte: indice
di una situazione particolarmente delicata per la maggior parte
dei principali Paesi esportatori in essere o potenziali.
Tra i produttori, l’Australia sembra presentare lo scenario più
difficile: nel Paese, il calo dei prezzi del greggio si va a sommare a
costi di costruzione già sensibilmente lievitati, fattore ascrivibile
ad un’escalation nella spesa dei materiali e della manodopera9,
tale da rendere diversi progetti molto meno convenienti rispetto
alle indicazioni iniziali. I 7 impianti in costruzione10, di cui uno
utilizzerà una struttura flottante offshore, potrebbero subire
dei ritardi, mentre tra quelli pianificati, uno è stato posticipato
(Browse della Woodside), mentre tre sono quelli cancellati11.
Secondo le stime degli operatori, il prezzo di breakeven dei
progetti australiani di GNL dovrebbe essere intorno a 14 doll./
Mbtu., ma con un petrolio a 80 doll./bbl, il prezzo del GNL
scende indicativamente a 12 doll./Mbtu. È chiaro, quindi, che
con le attuali quotazioni intorno ai 60 doll./bbl, per gli investitori
diventa non conveniente impegnarsi in progetti capital intensive
e nati sulla base di contratti di vendita per la maggior parte oillinked.
In Russia, bassi prezzi del greggio e l’imposizione delle
sanzioni europee e americane hanno comportato un
significativo ripensamento dei piani di sviluppo dell’industria
GNL, facendo sfumare, al momento, l’obiettivo del Paese di
assorbire, al 2020 circa, un 10% del mercato globale del gas
liquefatto. Ad oggi, malgrado la pianificazione di 4-5 progetti,
solo uno o due potrebbero essere effettivamente costruiti12. Il
problema principale è legato alle sanzioni occidentali di natura
finanziaria, a causa delle quali si sta rivelando difficile accedere
ai finanziamenti internazionali. Inoltre, la Russia paga ancora
un deficit tecnologico nel settore, mentre l’ubicazione in aree
remote rende i progetti costosi e di non facile realizzazione.
Il calo dei prezzi del greggio, unitamente a nuove stime che
ridimensionano la crescita della domanda di gas nei Paesi
non-OCSE, potrebbe influenzare negativamente gli scenari di
esportazione previsti per il Nord America.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
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Secondo le valutazioni di Moody’s13 circa 50 terminali proposti
fra Canada e Stati Uniti e per cui non è stata avviata la
costruzione né presa una decisione finale di investimento,
potrebbero essere cancellati, 30 di questi solo negli Stati Uniti.
La principale ragione risiede nel venir meno della convenienza
per gli acquirenti stranieri, soprattutto asiatici, di acquistare
GNL americano su base spot.
Tenendo conto dei costi di liquefazione, trasporto e
rigassificazione, ai prezzi attuali dell’Henry Hub (3 doll/MBtu)
e del Brent, il prezzo di fornitura all’Asia Orientale del GNL
americano dovrebbe aggirarsi intorno a 10 doll/MBtu per i
contratti indicizzati ai prezzi dell’hub e a circa 9 doll/MBtu per
il GNL contrattato sulla base dei tradizionali contratti oil linked.
Considerato che i prezzi spot in Asia Nord-Orientale sono ora
al di sotto dei 10 doll/MBtu, mentre in Europa si aggirano sui
7 doll/MBtu, le forniture americane di gas vedono al momento
annullarsi il proprio vantaggio competitivo14 previsto fino allo
scorso anno.
Mentre alcune grandi major, che hanno investito in progetti
di GNL, riuscirebbero presumibilmente a reggere per alcuni
anni l’attesa di un mercato più favorevole, altre imprese che
possono contare su più ridotte risorse finanziarie, avrebbero
bisogno di capitalizzare velocemente i miliardi di dollari investiti
e pertanto sono più inclini ad abbandonare progetti che non
garantiscono un rapido ritorno economico.
Inoltre prezzi bassi del petrolio potrebbero rendere poco
conveniente l’estrazione di shale oil e con esso di shale
gas associato. Minori volumi di gas sul mercato potrebbero
esercitare un effetto rialzista sui prezzi interni del gas, e
conseguentemente su quello da esportazione.
Tuttavia i progetti statunitensi per cui è stata riconosciuta la
FID – alcuni dei quali già in costruzione - e per cui sono già
stati siglati contratti di fornitura ventennali, dovrebbero essere
completati secondo i tempi preventivati15. L’EIA (U.S. Energy
Information Administration) conferma nel suo ultimo “Annual
Energy Outlook” che gli USA dovrebbero diventare esportatori
netti già nel 2017. A differenza di altri Paesi, infatti, gli Stati
Uniti godono di alcuni vantaggi. Innanzitutto gli impianti sono
per la maggior parte “brownfield”, ossia siti di rigassificazione
esistenti con potenzialità di riconversione in infrastrutture di
liquefazione. Gli ostacoli alla realizzazione di questa tipologia
di impianti, nello specifico, sono minori: sorgono in aree già
espropriate, molto più contenute sono le opposizioni delle
popolazioni locali e soprattutto i costi di costruzione sono molto
più bassi. Alcune stime16 indicano, sulla base delle valutazioni
effettuate dalle compagnie impegnate nella costruzione di nuovi
impianti di esportazione, che il costo medio per un progetto
brownfields negli Stati Uniti è di circa 800 doll. per tonnellata di
capacità, rispetto ad es. a 3.400 doll. per tonn necessari per il
più avanzato impianto australiano.
In Canada 22 progetti proposti sono a rischio di essere ritardati o
addirittura cancellati. Il Paese ha le potenzialità per diventare un
importante esportatore, ma ad oggi nessun progetto ha ancora
ottenuto la decisione finale d’investimento e in un contesto di
prezzi del greggio così bassi, difficilmente qualcuno di essi la
otterrà a breve. Il Paese sconta degli svantaggi competitivi
rispetto al vicino statunitense: i progetti greenfield della regione
della British Colombia sono altamente capital intensive e su di
essi gravano costi addizionali necessari per trasportare il gas
da aree di estrazione lontane e ancora poco sviluppate.
Di posticipi si parla anche per l’Africa Orientale: nonostante le
ingenti risorse scoperte e la volontà politica e delle compagnie
di portare avanti la costruzione di terminali di liquefazione, i
tempi continuano a procrastinarsi. Per la Tanzania si stima
l’avvio dell’impianto già presentato non prima del prossimo
decennio, mentre per il Mozambico è attesa per metà 2015 la
decisione finale di investimento.
Nel complesso le prospettive di crescita del settore rimangono
comunque abbastanza forti, con una domanda che andrà
presumibilmente evolvendosi attraverso la crescita di nuovi
importatori legati alle vivaci economie del Sud-Est Asiatico
e dell’India, anche se potrebbero ridimensionarsi le attese
sull’aumento della domanda cinese, dove il GNL si troverà
anche in concorrenza con importanti progetti di importazioni
tramite pipelines.
Soprattutto in Europa il GNL viene considerato un importante
fattore per accrescere la sicurezza delle forniture, come messo
di recente in rilievo anche dalla Commissione Europea nella
Comunicazione n. 80/201517. Il piano decennale ENTSO-G18
del marzo scorso sottolinea come il fabbisogno incrementale
di importazioni che caratterizzerà negli anni a venire l’Unione
Europea, dato il graduale declino della produzione interna,
potrebbe essere coperto prevalentemente da gas russo e
da GNL, con influenza ancora modesta del gas caspico.
Il problema sembra soprattutto quello di trovare e rendere
possibili nuove fonti di fornitura di GNL rispetto a quelle ora
di maggior riferimento, in modo da esercitare maggior potere
di mercato e accrescere le possibilità di ottenere degli effetti
positivi sui prezzi.
Inoltre l’Europa appare molto attiva in progetti per l’utilizzo
del GNL nel trasporto marittimo e terrestre pesante, stimolati
anche dalla più restrittiva normativa internazionale ed europea
in materia di riduzione del tenore di zolfo nei combustibili navali.
Ciò si inquadra nel contesto di ricerca di maggior flessibilità e
nuove possibilità di utilizzo e business per il GNL stimolando lo
sviluppo del c.d. “small scale LNG”19.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
(continua)
Nel settore del GNL è possibile che, in determinate situazioni
congiunturali, sia la disponibilità di offerta che contribuisce
a stimolare la richiesta. Nel quadro di una domanda che
presumibilmente tornerà a crescere, tuttavia, il congelamento
o il blocco dei progetti di liquefazione come prima descritto,
oltre ad impattare sull’industria dei singoli Paesi produttori,
potrebbe nel lungo periodo produrre conseguenze di rilievo:
considerato il lasso temporale intercorrente tra la decisione
finale di investimento e l’entrata in esercizio (FID assunte nei
prossimi due/tre anni inizierebbero eventualmente a produrre
oltre il 2020) rinvii e ancor di più cancellazioni potrebbero far sì
che il mercato mondiale nel prossimo decennio torni a trovarsi
“corto” con inevitabili riflessi sui prezzi.
1 Nel 2014 si è aggiunto all’elenco dei 29 Paesi importatori a livello mondiale anche la Lituania con un terminale di 4 md mc/anno; essa ha ricevuto il primo carico in dicembre dalla
Norvegia.
2 Fonte: Commissione Europea: “Quarterly Report on European Gas Markets” (2015).
3 In particolare per il grande terminale di South Hook.
4 Regno Unito e Spagna sono i maggiori importatori europei con una quota nel 2014 rispettivamente del 31,0% e del 29,6% delle importazioni complessive di GNL in UE.
5 Dati Platts.
6 Fonte GIIGNL.
7 Fonte: GIIGNL.
8 Final Investment Decision (FID).
9 Fonte: The Future of Australian LNG Exports: Will domestic challenges limit the development of future LNG export capacity?
Disponibile online http://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2014/09/NG-90.pdf
10 I 7 progetti in costruzione, per un costo stimato di 200 md di dollari, dovrebbero portare la capacità di liquefazione del Paese a 85 milioni di tonnellate per anno.
11 Si tratta di Bonaparte LNG di GDF Suez, Cash Maple LNG di PTTEP, la compagnia di Stato tailandese e l’impianto di Arrow della Royal Dutch Shell per una capacità complessiva
di 12-13 mln di tonn./a. Fonte: World Gas Intelligence.
12 Si tratta dell’estensione di Sakhalin 2, unico impianto di liquefazione esistente nel Paese operato da Gazprom e di Yamal LNG di proprietà della Novatek.
13 Fonte: Moody’s report Lower Oil Prices Cause Suppliers of Liquefied Natural Gas to Nix Projects, Aprile 2015.
14 Per esserci convenienza è necessario che lo spread sia molto più ampio. Ad es. quando i prezzi del Brent si aggiravano sui 100 doll./bbl, lo spread era circa tra 6,40 e 7,60 doll./
MBtu , con prezzi del petrolio intorno ai 50-60 doll./bbl lo spread è di 0,60 doll. e 1,95doll. Dato che il costo di trasporto dagli Stati Uniti all’Asia Orientale è circa da 2,50 a 3.50 doll./
MBtu, risulta chiara la scarsa convenienza. Fonte: Low Oil Prices Are Challenging Natural-Gas Markets, di Iván Martén e Daniel Jiménez.
15 Tra questi il progetto di Cheniere Energy’s Sabine Pass (al confine tra Texas e Lousiana), il terminale di Freeport in Texas e quello di Cameron in Lousiana.
16 Fonte: Moody’s report Lower Oil Prices Cause Suppliers of Liquefied Natural Gas to Nix Projects, Aprile 2015.
17 La comunicazione facente parte del “pacchetto” c.d. “Unione Energetica” contiene misure e proposte da realizzare nei prossimi 5 anni in materia energetica La comunicazione
riserva particolare attenzione alla sicurezza degli approvvigionamenti gas: le indicazioni a riguardo sono finalizzate a diversificare le forniture da Paesi differenti dalla Russia e a
richiamare l’attenzione sulla trasparenza del mercato. Il documento sottolinea l’importanza dello sviluppo del «Corridoio Sud», delle infrastrutture di interconnessione all’interno
dell’UE e del GNL come fattore di diversificazione e aumento di sicurezza delle forniture.
18 Associazione degli operatori dei sistemi di trasporto del gas dell’Unione Europea.
19 Termine ampio in cui è compreso, per esempio, lo sviluppo di progetti e processi nei quali il GNL lascia gli impianti di ricezione (esistenti o nuovi in più piccola scala) in forma liquida
(per es: con carico su bettoline) verso i porti per l’utilizzo nel trasporto marittimo e per quello terrestre pesante e può comprendere anche la costruzione di piccoli terminali per l’utilizzo
per l’industria «off grid». Per l’Italia è previsto che nel mese di maggio il MISE pubblichi il Piano Strategico Nazionale per il GNL nei trasporti, contenente tra l’altro la valutazione degli
aspetti tecnologici e di analisi costi e benefici di «siti di stoccaggio di GNL a taglia ridotta da distribuire strategicamente sul territorio nazionale alimentati dai serbatoi dei terminali
esistenti o da piccoli impianti di liquefazione del metano alimentati dalla rete di trasporto gas nazionale».
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Novità normative di settore
A cura del GME
ENERGIA ELETTRICA
■ Documento per la consultazione
163/2015/R/
eel│“Mercato
dell'energia
elettrica.
Revisione
della
disciplina
degli
sbilanciamenti
effettivi”│pubblicato
il
9
aprile
2015│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/dc/15/163-15.jsp
Con il DCO in oggetto l’Autorità consulta la compagine degli
operatori elettrici su nuove proposte di regolazione riguardanti la
revisione del meccanismo di calcolo dei prezzi di sbilanciamento,
attualmente disciplinata dagli Art. 39 e 40 della Deliberazione
n.111/06.
Tale DCO è pubblicato dal Regolatore in esito alla sentenza del
Consiglio di Stato del 20 marzo 2015, n. 1532, con la quale sono
state annullate le precedenti disposizioni regolatorie contenute
nelle deliberazioni 342/2012/R/eel e 285/2013/R/eel che
avevano introdotto interventi urgenti in materia di contenimento
degli oneri di dispacciamento.
Le proposte di revisione illustrate nel DCO de quo sono finalizzate
a correggere quegli elementi distorsivi che, secondo l’AEEGSI,
caratterizzano l’attuale meccanismo per il calcolo dei prezzi
di sbilanciamento, nelle more della realizzazione di una più
ampia ed organica riforma della disciplina degli sbilanciamenti
che verrà introdotta dall’Autorità nei prossimi mesi, anche al
fine di assicurare la piena compatibilità del quadro regolatorio
nazionale con le disposizioni del futuro Codice di rete Europeo
per il bilanciamento - Balancing Network Code, la cui entrata in
vigore è allo stato prevista per il 2016.
In linea generale, i meccanismi per il calcolo dei prezzi
di sbilanciamento perseguono la finalità di incentivare e
responsabilizzare gli utenti del dispacciamento (mediante la
formazione di adeguati segnali di prezzo) ad effettuare una
corretta programmazione delle immissioni e dei prelievi delle
proprie unità di produzione e/o di consumo, minimizzando in tal
senso le azioni che il Gestore della Rete è chiamato ad attuare
per garantire la gestione in sicurezza della rete.
Nell’ambito dell’attuale schema di calcolo, l’Autorità ritiene
che sussistano elementi distorsivi connessi al fatto che nel
calcolare i segni e i prezzi di sbilanciamento si tiene conto
anche di offerte accettate da Terna nel MSD per finalità diverse
dalla mera correzione dello sbilanciamento. Al fine di rimuovere
detti elementi distorsivi, il Regolatore propone che nella
determinazione dei segni e dei prezzi di sbilanciamento siano
considerate esclusivamente le offerte accettate da Terna su
MSD per finalità di bilanciamento, ovvero accettate al solo fine
di correggere lo sbilanciamento complessivo della macrozona.
In particolare, la proposta individuata dall’Autorità prevede
l’adozione di misure volte ad escludere dal calcolo dello
sbilanciamento tutte le offerte accettate nel MSD afferenti
servizi non direttamente riconducibili alla correzione dello
sbilanciamento.
Segnatamente, le misure individuate dall’Autorità prevedono
pertanto:
i.
l’esclusione dal calcolo delle offerte accettate nel
Mercato del Bilanciamento (MB) per il servizio di riserva
secondaria;
ii.
l’esclusione dal calcolo del segno e del prezzo di tutte
le movimentazioni per “Altri Servizi” che non dipendono dallo
sbilanciamento aggregato orario della macrozona;
iii.
l’eliminazione del riferimento al prezzo di MGP nella
definizione dei prezzi di sbilanciamento applicato alle unità non
abilitate.
Tutti i soggetti interessati sono invitati a far pervenire alla
Direzione Mercati dell’Autorità (Unità mercati elettrici all’ingrosso)
le proprie osservazioni mediante il servizio interattivo messo
a disposizione sul sito internet dell’AEEGSI, ovvero, sempre
in formato elettronico, tramite l’indirizzo di posta elettronica
([email protected]), entro e non oltre, il 10 maggio
2015, termine di chiusura della consultazione.
GAS
■ Documentazione di consultazione 187/2015/R/
gas│ “Attuazione del Regolamento UE 312/2014 della
Commissione in materia di bilanciamento del gas naturale”│
pubblicata il 23 aprile 2015│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/dc/15/187-15.jsp
Con il documento di consultazione in oggetto l’AEEGSI, nel
ripercorrere i principali aspetti della disciplina del bilanciamento
contenuta nel Regolamento 312/2014, formula alcune
proposte in merito all’attuazione nel contesto italiano di talune
disposizioni del Regolamento UE sia di specifica competenza
del Responsabile del Bilanciamento (RdB) sia del Regolatore.
In particolare, con riferimento alle previsioni del Regolamento,
la cui attuazione è demandata al Regolatore, nonché ad
ulteriori iniziative che, pur non essendo previste dal predetto
Regolamento, potrebbero avere un impatto positivo sul mercato
e sul sistema di bilanciamento nel suo complesso, le proposte
dell’AEEGSI riguardano essenzialmente i seguenti ambiti:
• l’avvio di un processo di razionalizzazione della normativa
relativa al mercato all’ingrosso del gas naturale, mediante
l’istituzione di un testo integrato dei servizi di trasporto e
bilanciamento che in un ottica prospettica costituirebbe il primo
nucleo normativo al quale ricondurre le disposizioni in materia
di bilanciamento;
N E W S LNNEEETW
W
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SLR
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore
A cura del GME
• conformemente a quanto previsto dal Regolamento, la
definizione di appositi corrispettivi per garantire la neutralità del
RdB, nonché dei relativi criteri per la loro ripartizione tra gli utenti
e per il riconoscimento degli stessi nei confronti del RdB. A tal
riguardo l’AEEGSI ritiene che la regolazione vigente in materia
già soddisfi ampiamente le previsioni del Regolamento;
• l’adozione di un sistema di incentivazione che induca il RdB ad
intraprendere azioni di bilanciamento efficienti che minimizzino
anche i costi a carico degli utenti. Tale tematica sarà oggetto di
un successivo documento di consultazione;
• l’introduzione di un obbligo di trasparenza in capo al RdB
circa le modalità ed i parametri che incidono sulle proprie
azioni di bilanciamento. La messa a disposizione delle predette
informazioni consentirebbe agli utenti di effettuare una corretta
programmazione delle proprie azioni di bilanciamento;
• l’introduzione di un meccanismo di mercato per la corretta
gestione delle congestioni della capacità di erogazione ed
iniezione dello stoccaggio in base al quale potrebbe essere
prevista l’introduzione nel corso del giorno gas di una o più aste
esplicite organizzate dalle imprese di stoccaggio al fine di offrire
la capacità di stoccaggio disponibile che non risulta essere stata
programmata dagli utenti o, alternativamente, l’adozione di un
meccanismo di allocazione implicita della capacità di stoccaggio
direttamente nell’ambito del mercato infragiornaliero del gas
gestito dal GME. Il meccanismo dell’asta implicita, individuato
dall’AEEGSI quale soluzione preferibile in termini di efficienza,
potrebbe essere estesa in futuro anche all’allocazione di breve
periodo di capacità di trasporto transfrontaliera.
In linea generale, per quanto concerne le previsioni del
Regolamento di pertinenza del RdB, l’AEEGSI ha richiesto
altresì agli stakeholder di far pervenire, entro la scadenza del
25 maggio 2015, le proprie osservazioni in merito ai seguenti
aspetti implementativi:
• l’accesso prioritario da parte del RdB, almeno per un periodo
transitorio, alle risorse di stoccaggio destinate al bilanciamento
operativo della rete di trasporto, nonché alle prestazioni di punta
di erogazione per la modulazione oraria del sistema nell’ambito
del medesimo giorno gas;
• il recepimento delle disposizioni del Regolamento in materia
di nomine dei programmi da parte degli utenti con riferimento
ai punti di interconnessione della rete nazionale con i gasdotti
esteri, nonché a quelli di interconnessione con gli stoccaggi e
con i terminali di rigassificazione;
• l’adozione, nei casi di emergenza del sistema per carenza
e per eccesso di gas, di prezzi di sbilanciamento amministrati
i quali verrebbero applicati ai soli utenti che presentano un
segno (positivo o negativo) dello sbilanciamento pari a quello
del sistema.
Per quanto concerne l’entrata in vigore del nuovo sistema di
bilanciamento, attesa la scadenza del 1 ottobre 2015 prevista
dal Regolamento ed individuata da Snam Rete Gas nella
propria relazione tecnica sull’attuazione del regolamento
stesso, l’AEEGSI ha inoltre richiesto agli operatori di indicare
quale debba essere la durata congrua del periodo di tempo
che intercorre tra la fase “preparatoria” del nuovo sistema di
bilanciamento, nell’ambito della quale verranno resi disponibili
agli utenti le informazioni e gli strumenti necessari, e l’avvio
operativo del bilanciamento stesso.
■
Documentazione
di
consultazione
del
GME
n.1/2015│“Proposta di modifica delle tempistiche di
fatturazione e pagamento sul mercato del gas”│ pubblicata
il 28 aprile 2015│Download
https://www.mercatoelettrico.org/It/HomePage/popup.
aspx?id=205
Nell’ambito degli interventi migliorativi volti ad accrescere
l’efficienza e l’economicità del mercato del gas nel suo
complesso, il GME, con il documento in oggetto, ha sottoposto
alla consultazione della compagine dei soggetti interessati
talune proposte concernenti una possibile modifica delle attuali
regole di fatturazione e regolamento delle partite economiche
del MGAS contenute nell’ambito della Disciplina del gas
naturale e delle relative DTF. In particolare, l’orientamento del
GME sarebbe quello di adottare, in sostituzione dell’attuale
tempistica mensile di settlement, una tempistica di fatturazione
e pagamento su base settimanale la quale, ferme restando le
attuali modalità di fatturazione e pagamento attive e passive,
comporterebbe altresì un significativo beneficio per gli operatori
in termini di minori oneri complessivi connessi alla partecipazione
al mercato, attraverso la riduzione dell’esposizione di ciascuno
di essi nei confronti del GME in termini di garanzie.
L’opportunità di procedere ad una modifica delle predette regole
di settlement muove sostanzialmente dall’intento di introdurre
nell’ambito del mercato del gas naturale - caratterizzato fin dal
suo avvio da una scarsa liquidità - degli interventi migliorativi
in grado d’incentivare la partecipazione ai mercati e di tenere
conto delle evoluzioni del contesto economico e dei mercati del
gas naturale. Più in dettaglio tale proposta avrebbe il vantaggio
di rendere meno onerosa per gli operatori la partecipazione ai
mercati nonché di consentire il conseguimento di un ulteriore
passo avanti nel processo di armonizzazione normativa tra
i diversi Regolamenti/Discipline almeno con riferimento a
quegli ambiti le cui disposizioni possono applicarsi in maniera
trasversale ai diversi mercati del GME, considerato che
l’adozione di una tempistica di settlement su base settimanale
è attesa anche con riferimento al mercato elettrico (DCO del
07/2014).
I soggetti interessati potranno far pervenire le proprie
osservazioni al GME entro e non oltre il 25 maggio 2015,
termine di chiusura della consultazione.
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Gli appuntamenti
15 maggio
Efficienza energetica, decreto 102/2014: aggiornamenti
normativi, obblighi ed opportunità per l’industria
Bologna, Italia
Organizzatore: Nomisma Energia
http://nomismaenergia.it/Events
19 Maggio
Renewable Energy Report 2015
Milano, Italia
Organizzatore: Politecnico di Milano
www.polimi.it
20 maggio
Un nuovo approccio per competere e crescere sui
mercati esteri
Milano, Italia
Organizzatore: Sole 24 Ore
www.sole24ore.com
19-21 maggio
Energy Storage World Forum Rome 2015
Roma, Italia
Organizzatore: Dufresne
http://www.energystorageforum.com/
20-22 maggio
Fare i conti con l’ambiente
Organizzatore: Labelab
Ravenna, Italia
www.labelab.it/ravenna2015
28-30 maggio
Festival dell’energia
Milano, Italia
Organizzatore: Festival dell’Energia
www.festivaldellenergia.it
2-3 giugno
Oil trading risk middle east & africa 2015 Summit
Dubai, Emirati Arabi Uniti
Organizzatore: IRN- International Research Networks
www.oiltradingrisks.com/
4-6 giugno
4th International Renewable Energy and Environment
Conference IREEC-2015
Praga, Repubblica Ceca
Organizzatore: WARP
http://www.sciconference.net/viewjc.php?id=c2
10-12 giugno
Intersolar Europe 2015
Monaco, Germania
Organizzatore: München Messe
https://www.intersolar.de/en/home.html
11 giugno
Giornata mondiale del vento
Roma, Italia
Organizzatore: Anev
http://www.anev.org/?page_id=1962
25-28 Maggio
World Forum on Energy Regulation-WFER VI
Istanbul, Turchia
Organizzatore: The World Forum on Energy Regulation
www.wfer2015.org
15-16 giugno
4th International Conference on Environment, Energy
and Biotechnology
Madrid, Spagna
Organizzatore: CBEES
http://www.iceeb.org/
26 Maggio
La gestione biologica razionale dell’impianto di biogas
Latina, Italia
Organizzatore: Agroenergia
http://www.agroenergia.eu/
15-19 giugno
New York Energy Week
New York, Usa
Organizzatore: EnerKnol
http://nyenergyweek.com
27-30 maggio
5th International Youth Conference on Energy 2015
(IYCE'15)
Pisa, Italia
Organizzatore: IYCE
www.iyce-conf.org/
18-19 giugno
International Conference on Energy and Environment
Guimaraes, Portogallo
Organizzatore: ICEE
http://www.icee2015.com/
30 Giugno
Energy Management Conference
Milano, Italia
Organizzatore: Soiel International
www.soiel.it
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APPUNTAMENTI
appuntamenti
newsletter del gme
Pubblicazione mensile in formato elettronico
Iscrizione al Tribunale di Roma n. 456/07 del 28/09/07
Direttore Responsabile: Alessandro Talarico
Proprietario ed Editore: Gestore dei Mercati Energetici S.p.A.
Viale Maresciallo Pilsudski, 122/124 - 00197 Roma
www.mercatoelettrico.org
[email protected]
Progetto a cura del GME, in collaborazione con
GMC — Giuseppe Marra Communications S.p.A. e Adnkronos Comunicazione S.p.A.
REF-E S.r.l.
R.I.E. S.r.l. - Ricerche Industriali ed Energetiche
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per problemi tecnici o cause esterne al controllo del GME.
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l`attuale mercato internazionale del gnl e gli impatti della

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