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NEWSLETTER del

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.
97
OTTOBRE
'16
APPROFONDIMENTI
ITALIA: E’ ORA DI ANDARE A TUTTO GAS?
di Claudia Checchi e Roberta d’Alessandro - REF-E
Il mercato del gas è sempre più competitivo, globale e liquido.
Questo nuovo scenario, contrapposto a quello in forza fino a
pochi mesi fa in cui si erano chiaramente affermate zone di
mercato separate e guidate da dinamiche “locali”, mostra
risvolti significativi per il ruolo dell’Italia nello scenario europeo
e mondiale. La strategicità geografica del nostro Paese nel
Mediterraneo, nonché le consolidate alleanze commerciali,
stanno attraendo i nuovi operatori del mercato globale (quali ad
esempio gli esportatori di GNL statunitense che trovano moderni
sbocchi) e contribuiscono a rafforzare le vecchie “partnership”
energetiche, come quelle con l'Algeria o con il Qatar, alimentate
anche dalla possibile evoluzione degli scenari commerciali, fra
tutti la metanizzazione della Sardegna e la maggiore accessibilità
ai terminali di rigassificazione, fino ad oggi poco utilizzati.
MARKET DRIVERS
Dal punto di vista puramente di mercato, il collasso dei prezzi
gas internazionali, riscontrato a partire dallo scorso anno,
segna l’avvio di un nuovo paradigma energetico. In particolare
il premio, storicamente consolidato, tra i prezzi spot asiatici –
di cui le quotazioni del mercato del GNL giapponese coreano
(JKM) sono il principale riferimento - e i prezzi nord-europei – ben
rappresentati dall’hub olandese TTF - si è ridotto sensibilmente
(vedasi Fig.1).
Figure 1: Prezzi storici gas
Elaborazioni REF-E su dati Platts e Reuters
Proxy Oil LT
PSV
TTF
JKM
HHUB
50
45
40
35
Eur/MWh
30
25
20
15
10
5
0
lug-16
apr-16
gen-16
ott-15
lug-15
apr-15
gen-15
ott-14
lug-14
apr-14
gen-14
ott-13
lug-13
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lug-11
apr-11
gen-11
continua a pagina 29
IN QUESTO NUMERO
■ REPORT/ SETTEMBRE 2016 ■ APPROFONDIMENTI
Mercato elettrico Italia
pag 2
Mercato gas Italia
pag 11
Mercati energetici Europa
pag 15
Mercati per l'ambiente
pag 19
ITALIA: E’ ora di andare a tutto gas?
Di Claudia Checchi e Roberta
d’Alessandro - REF-E
■ NOVITA' NORMATIVE
pagina 33
■ APPUNTAMENTI
pagina 36
Gli esiti del mercato elettrico
A cura del GME
■ A settembre, gli scambi di energia elettrica nel Mercato del
Giorno Prima registrano una flessione su base annua (-0,4%)
che colpisce soprattutto i programmi derivati da contrattazioni
over the counter (-10,5%). La liquidità del mercato, pari a
69,6%, si conferma pertanto su livelli piuttosto elevati. Alla
stagnazione degli acquisti nazionali (-0,2%) si contrappone
la crescita delle vendite degli impianti di produzione (+2,0%),
tra i quali si pongono in evidenza gli impianti a gas (+33,9%),
favoriti dalla frenata delle rinnovabili (-15,2%) e dalla minore
energia importata (-12,8%). Il prezzo medio di acquisto
dell’energia elettrica (PUN), in ripresa su agosto, si attesta
a 42,89 €/MWh, livello più basso mai registrato nel mese di
settembre. Per quanto riguarda i prezzi di vendita zonali, da
un lato si allarga (poco più di 3 €/MWh) lo spread tra il Sud (la
zona dal prezzo più basso) e le altre zone, dall’altro il ripristino
del transito con il continente favorisce, nell’ultima parte del
mese, la convergenza del prezzo più alto della Sicilia con
quello delle altre zone. Nel Mercato a Termine dell’energia
elettrica il prodotto ottobre 2016 baseload chiude il periodo di
trading a 41,74 €/MWh.
MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP)
l prezzo medio di acquisto (PUN) con un aumento di 5,81 €/
MWh (+15,7%) su agosto, ma in calo di 6,50 €/MWh (-13,2%)
su base annua, si attesta a 42,89 €/MWh, livello più alto
degli ultimi otto mesi. L’analisi per gruppi di ore rivela un
calo tendenziale di 6,23 €/MWh (-11,4%) nelle ore di picco
e di 6,65 €/MWh (-14,4%) nelle ore fuori picco con prezzi
attestatisi rispettivamente a 48,68 €/MWh e 39,54 €/MWh.
Il rapporto picco/baseload, in leggero rialzo rispetto ad un
anno fa, si attesta a 1,13 (Grafico 1 e Tabella 1).
Tabella 1: MGP, dati di sintesi
Fonte: GME
Prezzo medio di acquisto
2016
2015
€/MWh
€/MWh
Baseload
Volumi medi orari
Variazione
€/MWh
Borsa
%
MWh
Liquidità
Sistema Italia
Var.
MWh
Var.
2016
2015
42,89
49,39
-6,50
-13,2%
23.352
+4,8%
33.553
-0,4%
69,6%
66,2%
Picco
48,68
54,91
-6,23
-11,4%
28.040
+4,0%
40.142
-0,0%
69,9%
67,1%
Fuori picco
39,54
46,19
-6,65
-14,4%
20.637
+5,5%
29.739
-0,6%
69,4%
65,4%
Minimo orario
Massimo orario
25,99
92,71
22,34
88,29
61,3%
78,9%
59,7%
72,9%
15.562
30.720
22.080
42.904
Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN)
€/MWh
Fonte: GME
Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx)
70
60
51,10
40
49,99
25
47,84
47,27
52,72
48,64
-17,53
35,22
-14,77
31,99
-15,85
34,78
-12,49
36,79
-11,85
-24,92
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
40
30
42,89
20
10
0
-6,50
-10
-15,64
ago
60
50
49,39
37,08
20
15
55,66
47,66
42,85
36,97
-4,63
70
55,08
46,47
35
30
80
54,50
50
45
€/MWh
2015
67,77
65
55
2016
-20
set
ott
nov
N E W S L E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 6 │ N U M E R O 9 7 │ PA G I N A 2
dic
-30
REPORT │ Settembre 2016
MERCATO ELETTRICO ITALIA
I prezzi di vendita registrano ovunque significativi rialzi congiunturali;
in controtendenza la sola Sicilia che, giovandosi del ritorno a pieno
regime del transito con il continente nell’ultima decade del mese,
flette dal massimo annuo di agosto (-3,9%), ma si conferma la zona
dal prezzo più alto con 53,49 €/MWh. Il Sud, invece, con 38,74 €/
MW, segna ancora il prezzo di vendita più basso e allarga sopra i
3 €/MWh il differenziale con le altre zone, tutte allineate sopra i 42
€/MWh. Il confronto con i prezzi di settembre 2015, vede ancora
diffusi ribassi sull’intero territorio nazionale variati tra il -17,3% del
Sud ed il -5,9% della Sicilia (Grafico 2).
Grafico 2: MGP, prezzi di vendita
Nord
€/MWh
60
Fonte: GME
Centro Nord
Centro Sud
Sud
Sicilia
Sardegna
55
50
45
40
35
30
set
ott
nov
dic
gen
feb
mar
apr
2015
mag
giu
I volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia
segnano una leggera flessione tendenziale portandosi a
24,2 milioni di MWh (-0,4%). Nel dettaglio si confermano in
espansione gli scambi nella borsa elettrica che salgono a 16,8
milioni di MWh (+4,8%), mentre i volumi scambiati over the
Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica
MWh
Borsa
Operatori
lug
ago
set
2016
Fonte: GME
Variazione
counter, registrati sulla PCE e nominati su MGP, registrano un
ulteriore significativo ribasso scendendo a 7,3 milioni di MWh
(-10,5%) (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato guadagna
pertanto 3,4 punti percentuali rispetto a settembre 2015 e
sale a 69,6% (Grafico 3).
Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica
Struttura
MWh
Borsa
+4,8%
69,6%
16.813.230
+4,8%
69,6%
+14,2%
45,2%
Acquirente Unico
2.938.912
+36,4%
12,2%
9.138.612
-5,5%
37,8%
2.388
-
0,0%
429.379
-7,1%
1,8%
4.303.940
+14,8%
17,8%
7.344.927
-10,5%
30,4%
-
-100,0%
-
2.987.002
-7,4%
12,4%
Altri operatori
2.899.009
-10,6%
12,0%
Pompaggi
-
-
-
Zone estere
Saldo programmi PCE
Zone estere
Zone nazionali
Saldo programmi PCE
Struttura
10.927.219
Zone estere
PCE (incluso MTE)
Variazione
16.813.230
GSE
Saldo programmi PCE
Fonte: GME
7.344.927
-10,5%
30,4%
439.097
-25,2%
1,8%
6.905.830
-9,4%
28,6%
-
PCE (incluso MTE)
Zone estere
1.442.160
-39,7%
6,0%
Zone nazionali altri operatori
10.206.707
+6,8%
42,2%
Saldo programmi PCE
-4.303.940
24.158.157
-0,4%
100,0%
550.286
-54,9%
24.708.444
-3,0%
Zone nazionali AU
VOLUMI VENDUTI
24.158.157
-0,4%
VOLUMI NON VENDUTI
16.548.639
-2,6%
VOLUMI NON ACQUISTATI
OFFERTA TOTALE
40.706.796
-1,3%
DOMANDA TOTALE
100,0%
VOLUMI ACQUISTATI
Grafico 3: MGP, liquidità
Fonte: GME
2016
73%
72,4%
71,9%
72%
71%
70%
70,1%
2015
71,4%
70,6%
70,9%
69,4% 69,8%
69,5%
69,8%
69,6%
69,4%
69%
68,7%
68%
66%
67,6%
67,7%
67%
66,4%
66,8%
65%
64%
67,6%
67,5%
66,2%
64,8%
gen
feb
mar
apr
mag
giu
Gli acquisti nazionali segnano una leggera flessione su
base annua attestandosi a 23,7 milioni di MWh (-0,2%).
L’analisi per zone evidenzia però acquisti in aumento in
tutte le zone eccetto il Sud (dove crollano del 30,0%) e
la Sardegna (-1,1%). In calo anche gli acquisti sulle zone
estere che scendono a 429 mila MWh (-8,2%) (Tabella 4).
In crescita, invece, le vendite di energia elettrica delle
lug
ago
set
ott
nov
unità di produzione nazionale che si attestano a 20,8
milioni di MWh (+2,0%) trainate dagli impianti delle zone
centro-settentrionali, mentre si riducono le vendite al Sud
(-19,3%) e nelle isole (Sardegna: -0,5% e Sicilia: -4,4%).
In deciso calo anche le importazioni di energia elettrica che
scendono a quota 3,3 milioni di MWh (-12,8%) (Tabella 4).
Tabella 4: MGP, volumi zonali
Fonte: GME
Offerte
Totale
dic
Media oraria
Vendite
Acquisti
MWh
Var
Totale
Media oraria
Var
Totale
Media oraria
Var
Nord
20.157.563
27.997
+4,2%
10.645.959
14.786
+10,2%
13.310.711
18.487
+1,7%
Centro Nord
2.328.185
3.234
-5,8%
1.657.758
2.302
+14,0%
2.549.065
3.540
+9,9%
Centro Sud
4.147.864
5.761
-9,0%
2.545.877
3.536
+9,8%
3.872.107
5.378
+3,9%
Sud
6.068.669
8.429
-11,8%
3.958.197
5.497
-19,3%
1.879.057
2.610
-30,0%
Sicilia
3.140.146
4.361
+13,9%
1.188.535
1.651
-4,4%
1.388.344
1.928
+14,0%
Sardegna
1.450.980
2.015
+6,1%
823.725
1.144
-0,5%
729.494
1.013
-1,1%
Totale nazionale
37.293.407
51.796
-0,2%
20.820.051
28.917
+2,0%
23.728.779
32.957
-0,2%
Estero
3.413.390
4.741
-11,6%
3.338.106
4.636
-12,8%
429.379
596
-8,2%
Sistema Italia
40.706.796
56.537
-1,3%
24.158.157
33.553
-0,4%
24.158.157
33.553
-0,4%
A settembre le vendite da impianti a fonte rinnovabile
segnano un deciso calo (-15,2%) e si portano sui livelli
più bassi degli ultimi otto mesi (6,4 milioni di MWh). La
flessione ha interessato in particolare gli impianti a fonte
eolica (-43,4%) ed idraulica (-13,4%). In consistente rialzo,
per contro, le vendite degli impianti a fonti tradizionali
(+12,3%) trainate dagli impianti a gas le cui vendite, ai
massimi da oltre tre anni, raggiungono 10,8 milioni di
MWh (+33,9%) (Tabella 5). Di conseguenza la quota delle
vendite degli impianti a fonte rinnovabile flette al 30,9%
(-6,2 punti percentuali rispetto ad un anno fa), mentre
sale al 51,9% la quota degli impianti a gas (+12,4 p.p.)
(Grafico 4).
Tabella 5: MGP, vendite per fonte: media oraria
MWh
Fonti tradizionali
Gas
Carbone
Altre
Fonti rinnovabili
Idraulica
Geotermica
Eolica
Solare e altre
Pompaggio
Totale
Nord
Centro Nord
Var
MWh
Var
Fonte: GME
Centro Sud
Var
MWh
MWh
Sud
MWh
Var
Sicilia
Var
Sardegna
Var
MWh
Sistema Italia
Var
MWh
9.465
+27,2%
1.102
+44,8%
2.715
+22,3%
4.337
-17,2%
1.142
+15,2%
930
+6,5%
19.690
7.704
+44,6%
1.048
+57,3%
1.257
+104,9%
3.321
+6,5%
1.104
+17,5%
562
+5,5%
14.995
+33,9%
674
-29,3%
-
1.246
-12,3%
-
315
+4,4%
2.235
- 16,5%
-
-
-
-
+12,3%
1.087
-6,5%
54
-42,7%
212
+15,0%
1.016
-52,1%
38
-26,5%
53
+36,8%
2.460
- 32,6%
5.052
-11,3%
1.200
-4,6%
788
-19,5%
1.160
-26,3%
509
-30,8%
214
-22,8%
8.924
- 15,2%
3.324
-15,0%
254
+0,9%
324
-4,9%
340
-5,3%
123
-33,2%
40
+7,5%
4.406
- 13,4%
-
662
-2,2%
-
9
-58,3%
159
-10,6%
306
-6,0%
-
33
+56,8%
+14,0%
3.536
+9,8%
2
-80,9%
1.725
-2,6%
276
270
-4,7%
-
14.786
+10,2%
2.302
Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia
-
-49,4%
435
-42,5%
386
-15,9%
5.497
Fonte: GME
-
-19,3%
-
-
-
248
-36,7%
138
-13,5%
1.651
-4,4%
-
662
- 2,2%
79
-47,0%
932
- 43,4%
95
+4,5%
2.924
-6,1%
-
303
- 0,4%
-0,5%
28.917
+2,0%
1.144
Grafico 5: MGP, quota rinnovabili
Fonte: GME
Tra parentesi sono indicati i valori dello stesso mese dell'anno precedente
MARKET COUPLING
A settembre sulla frontiera settentrionale il market coupling
alloca, mediamente ogni ora, una capacità di 2.181 MWh,
di cui 1.721 MWh sul confine francese (78,9% del totale), 64
MWh su quello austriaco e 395 MWh su quello sloveno, con
un flusso di energia prevalentemente in import (Tabella 6).
La capacità disponibile in import (NTC) aumenta, rispetto
a settembre 2015, dell’1,4% sulla frontiera francese e del
+5,1% su quella slovena, mentre si riduce drasticamente
sulla frontiera austriaca (-74,8%). Il market coupling alloca
il 71,5% della capacità disponibile sulla frontiera slovena, il
66,6% su quella francese ed il 99,0% su quella austriaca.
Dopo le allocazioni con aste esplicite resta inutilizzata una
quota di NTC pari al 28,3% sulla frontiera slovena ed al
18,9% su quella francese (Grafico 6, 7 e 8).
Tabella 6: Esiti del Market Coupling
Frontiera
Limite*
MWh
Flusso*
MWh
Italia - Francia
2.151
Italia - Austria
65
(198)
505
(471)
Italia - Slovenia
(1.938)
1.816
Fonte: GME
Import
Frequenza
% ore
Saturazioni
% ore
(1.822)
92,2%
(98,6%)
64,6% (84,7%)
65
(198)
99,0%
(99,7%)
98,9% (99,7%)
420
(334)
86,1%
(81,5%)
48,3% (25,4%)
Limite*
MWh
1.311 (1.491)
Export
Flusso*
MWh
Frequenza
% ore
Saturazioni
% ore
625
(658)
7,5%
(1,4%)
1,9%
(-)
11 (138)
10
(63)
0,3%
(0,3%)
0,3%
(0,1%)
631 (640)
254
(204)
13,2%
(18,2%)
1,0%
(0,4%)
Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente; il market coupling sulla frontiera francese e austriaca è stato avviato il 25 febbraio 2015
*Valori medi orari
Grafico 6: Capacità allocata in import tra Italia e Francia
Fonte: GME
TWh
0,00
0,30
0,60
Set 2016
0,90
1,20
1,50
72,4%
Market Coupling
18,9%
14,4%
66,6%
Set 2015
1,80
5,7%
21,8%
Asta esplicita (nominata)
Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Austria
non utilizzata
Fonte: GME
TWh
0,00
Set 2016
0,04
99,0%
Set 2015
0,08
0,12
0,16
0,20
1,0%
76,6%
Market Coupling
4,0%
19,5%
Grafico 8: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia
non utilizzata
Fonte: GME
TWh
0,00
0,05
0,10
Set 2016
Set 2015
0,15
0,20
71,5%
56,6%
Market Coupling
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEB B│ R
20
A 1I O
6 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
9 7E R│ OP A
2 5G I│N A
P A6G I N A 6
0,25
0,30
0,1%
1,8%
0,35
0,40
28,3%
41,6%
non utilizzata
MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI)
A settembre i prezzi di acquisto sul Mercato Infragiornaliero
(MI), dopo la flessione congiunturale di agosto, mostrano un
rimbalzo in tutte le sessioni attestandosi tra 41,48 €/MWh di
MI1 e 46,32 €/MWh di MI5. Va tuttavia considerato che solo i
prezzi di MI1 ed MI2, al pari di MGP, si riferiscono alle 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). Su
base annua, i prezzi di acquisto si riducono di oltre l’11% in
tutte le cinque sessioni di MI portandosi su livelli inferiori a
quelli di MGP, a parità di ore, in tutte le sessioni (Tabella 7 e
Grafico 9).
I volumi di energia complessivamente scambiati nel Mercato
Infragiornaliero, dopo tre ribassi congiunturali consecutivi,
a settembre tornano a crescere attestandosi a 2,1 milioni di
MWh (+17,5%) (Tabella 7 e Grafico 9). Il confronto su base
annua rivela invece una flessione dei volumi complessivi
dell’8,0%.
Tabella 7: MI, dati di sintesi
Fonte: GME
Prezzo medio
d'acquisto €/MWh
Volumi
MWh
2016
variazione
MGP
42,89
-13,2%
24.158.157
33.553
-0,4%
MI1
41,48
-14,5%
1.265.094
1.757
+10,9%
-13,2%
437.953
608
-24,7%
-12,0%
168.452
351
-14,7%
-11,7%
84.960
236
-16,4%
-11,7%
130.240
543
-47,0%
(1-24 h)
(1-24 h)
(-3,3%)
MI2
41,68
(1-24 h)
(-2,8%)
44,17
MI3
(9-24 h)
(-3,4%)
44,39
MI4
(13-24 h)
(-2,7%)
46,32
MI5
(-2,5%)
(17-24 h)
Totali
Prezzi. €/MWh
Medi orari variazione
2015
2016
49,39
48,52
48,03
50,21
50,28
52,46
MGP
42,89
41,48
MI1
41,68
MI2
44,17
MI3
44,39
MI4
MI5
46,32
NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore).
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
65
MI1
MI2
MI3
MI4
Fonte: GME
MWh
5.000
MI5
40
MI4
MI5
3.500
46,32
3.000
44,39
44,17
2.500
41,68
41,48
35
30
MI3
4.000
55
45
MI2
4.500
60
50
MI1
2.000
1.500
1.000
500
Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set
2015
2016
0
Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set
2015
2016
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P A7G I N A 7
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO ex-ante (MSD ex-ante)
A settembre gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di
dispacciamento ex-ante, pari a 648 mila MWh, registrano una
flessione del 6,6%. In calo anche le vendite di Terna sul mercato a
scendere che scendono a 409 mila MWh (-12,2%) (Grafico 10).
Grafico 10: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria
Fonte: GME
MWh
1.800
1.500
1.200
900
600
300
0
-300
-600
-900
-1.200
-1.500
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
A scendere 2015
A scendere 2016
ago
set
ott
nov
dic
A salire 2015
A salire 2016
MERCATO A TERMINE DELL’ENERGIA (MTE)
Il Mercato a Termine dell’energia (MTE) registra 4 negoziazioni
per complessivi 58 mila MWh. Le posizioni aperte a fine
mese ammontano a 1,3 milioni di MWh, in flessione del
19,8% rispetto al mese precedente. In contenuto aumento o
poco mossi i prezzi dei prodotti scambiati nel mese (Tabella
8 e Grafico 11). Il prodotto Ottobre 2016 chiude il suo
periodo di trading con un prezzo di controllo pari a 41,74
€/MWh sul baseload e 46,10 €/MWh sul peakload ed una
posizione aperta pari rispettivamente a 502 e 65 MW, per
complessivi 390 mila MWh. Il prodotto Anno 2017 baseload
è stato scambiato a 41,87 €/MWh.
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P A8G I N A 8
Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a settembre
Fonte: GME
PRODOTTI BASELOAD
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Ottobre 2016
Novembre 2016
Dicembre 2016
Gennaio 2017
IV Trimestre 2016
I Trimestre 2017
II Trimestre 2017
III Trimestre 2017
41,74
49,05
49,26
47,80
45,10
47,80
36,00
41,50
+1,9%
+10,2%
+15,8%
+5,7%
+10,0%
-5,0%
+0,0%
Anno 2017
41,87
+2,7%
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
1
-
Totale
Volumi OTC
MW
5
-
Volumi TOTALI
MW
-
Posizioni aperte**
MW
MWh
variazioni %
5
-
-
502
497
497
497
5
-
-70,0%
66
2
6
-
6
3
11
-
11
-
373.990
357.840
369.768
1.097.873
10.795
578.160
1.316.563
PRODOTTI PEAK LOAD
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
Volumi OTC
MW
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
variazioni %
Ottobre 2016
Novembre 2016
Dicembre 2016
Gennaio 2017
46,10
59,86
54,14
54,89
-0,1%
+9,0%
+15,5%
-
1
-
5
-
-
5
-
-
65
60
60
-
16.380
15.840
15.840
-
IV Trimestre 2016
I Trimestre 2017
II Trimestre 2017
III Trimestre 2017
51,33
52,02
36,16
43,59
+4,0%
+8,8%
-6,1%
+0,6%
-
-
-
-
-
60
-
46.800
-
Anno 2017
45,03
-1,9%
-
-
-
-
-
-
Totale
1
5
-
5
31.680
-
TOTALE
4
16
-
16
1.348.243
* 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
Grafico 11: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte
Prezzi di controllo*. €/MWh
Prodotti Baseload
41,74
Ottobre 2016
Novembre 2016
49,05
Dicembre 2016
49,26
45,10
IV Trimestre 2016
Posizioni aperte. TWh
1,8
1,5
1,2
0,9
47,80
I Trimestre 2017
II Trimestre 2017
Fonte: GME
36,00
0,6
41,50
III Trimestre 2017
0,3
41,87
Anno 2017
30 32 34 36 38 40 42 44 46 48 50
Agosto 2016
Settembre 2016
0,0
01
02
05
06
07
08
09
12
13
Mensili
14
15
16
Trimestrali
19
20
21
22
23
26
Annuali
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
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30
PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE)
Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le
transazioni registrate con consegna/ritiro dell’energia
a settembre 2016, pari a 30,0 milioni di MWh, registrano
anche questo mese una flessione tendenziale (-3,5%)
determinata ancora dalla pesante contrazione (-85,2%)
delle negoziazioni concluse su MTE, sui livelli più bassi da
oltre cinque anni a quota 362 mila MWh; in aumento invece
le transazioni derivanti da contratti bilaterali attestatesi a
29,6 milioni di MWh (+3,5%) (Tabella 9). Dopo quasi due
anni, la posizione netta in esito alle transazioni registrate
sulla PCE torna in crescita tendenziale e sale a 15,5 milioni
di MWh (+1,8%). In discesa, invece, il Turnover, ovvero il
rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, che
si porta a 1,93 (-0,11 rispetto ad un anno fa), ai minimi
da gennaio 2015 (Grafico 12). I programmi registrati nei
conti in immissione, pari a 7,3 milioni di MWh, si riducono
del 10,5% su base annua, con i relativi sbilanciamenti a
programma che salgono a 8,2 milioni di MWh (+16,0%).
Si confermano in calo anche i programmi registrati nei conti
in prelievo, pari a 11,6 milioni di MWh (-2,6%) mentre i relativi
sbilanciamenti a programma salgono a quota 3,9 milioni di
MWh (-17,4%).
Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a settembre e programmi
TRANSAZIONI REGISTRATE
MWh
Variazione
Struttura
Baseload
10.917.780
+36,3%
36,4%
Off Peak
316.494
- 52,9%
1,1%
Peak
440.187
- 12,9%
1,5%
-
-
Totale Standard
Week-end
11.674.461
-
+27,1%
38,9%
Totale Non standard
17.971.290
- 7,7%
59,9%
PCE bilaterali
29.645.751
MTE
361.800
+3,5%
98,8%
- 85,2%
1,2%
TOTALE PCE
30.007.551
- 3,5%
100,0%
POSIZIONE NETTA
15.517.902
+1,8%
PROGRAMMI
Immissione
Variazione Struttura
MWh
Richiesti
9.749.808
di cui con indicazione di prezzo
Rifiutati
Registrati
Sbilanciamenti a programma
Fonte: GME
+4,8%
100,0%
Prelievo
Variazione
-2,4%
11.665.231
MWh
5.289.063
+64,0%
54,2%
-
-
-
2.404.882
+118,4%
24,7%
16.364
-
0,1%
2.397.442
+118,0%
24,6%
-
-
-
-2,6%
99,9%
-
-
7.344.927
-10,5%
75,3%
2.891.622
+36,0%
29,7%
8.172.975
+16,0%
3.869.035
-
4.303.940
Saldo programmi
-
11.648.867
-
Grafico 12: PCE, contratti registrati e Turnover: media oraria
+14,8%
Turnover
2,26
42.000
2,17
36.000
2,28
2,19
2,18
2,18
2,22
2,17
2,16
30.000
24.000
+17,4%
Fonte: GME
Registrazioni
MWh
48.000
Struttura
100,0%
2,10
2,07
2,04
2,02
2,03
18.000
1,98
2,04
1,98
1,93
1,98
12.000
1,92
6.000
1,86
0
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Ott
Nov
2015
Dic
Gen
Feb
Mar
Apr
Mag
2016
Giu
Lug
Ago
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Set
1,80
Gli andamenti del mercato italiano del gas
A cura del GME
■
A settembre i consumi di gas naturale in Italia segnano
un significativo aumento su base annua (+13,0%) trainati
principalmente dal settore termoelettrico che, giovandosi della
flessione delle rinnovabili e delle importazioni di energia elettrica
dall’estero, registra una crescita dei consumi di oltre il 20% su
base annua. In ripresa anche i consumi del settore industriale
(+3,7%) e quelli civili (+6,1%). Sul lato offerta, cala ancora la
produzione nazionale (-5,3%), mentre segnano un balzo in
avanti le importazioni di gas naturale (+10,0%). Calano, inoltre,
le iniezioni nei sistemi di stoccaggio con la giacenza di gas
naturale a fine mese in crescita dell’8,5% rispetto ad un anno
fa. Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME si sono scambiati
5,0 milioni di MWh, pari al 10,0% della domanda complessiva
di gas naturale, quasi tutti nei due comparti della Piattaforma di
Bilanciamento Gas (PB-GAS), con prezzi mediamente allineati
alla quotazione al PSV (14,12 €/MWh).
IL CONTESTO
Nel mese di settembre i consumi di gas naturale in Italia segnano
una decisa ripresa portandosi a 4.604 milioni di mc (+13,0%). Il
principale impulso alla crescita dei consumi è dato dal settore
termoelettrico che, con un balzo del 21,1%, sale ai massimi da
oltre un anno con 2.180 milioni di mc. In aumento anche i consumi
del settore civile che si attestano a 1.146 milioni di mc (+6,1%) e
di quelli del settore industriale che salgono a quota 1.087 milioni
di mc (+3,7%). In sensibile aumento, infine, anche le esportazioni
che salgono a 192 milioni di mc (+32,5%).
Dal lato offerta rallenta la flessione, in atto da ormai quasi
quattro anni, della produzione nazionale scesa a 490 milioni di
mc (-5,3%), mentre tornano a crescere le importazioni di gas
naturale attestatesi a 5.361 milioni di mc (+10,0%). Tra i punti
di entrata, prosegue la decisa ripresa, in atto dallo scorso aprile,
delle importazioni di gas algerino a Mazara i cui volumi risultano
più che duplicati rispetto ad un anno fa (1.030 mln mc, +111,3%);
in deciso aumento anche le importazioni dal Nord Europa a Passo
Gries (1.030 mln mc, +43,9%). Ancora in significativa flessione,
invece, le importazioni del gas libico a Gela attestatesi a 368 mln
mc (-39,6%), così come quelle dalla Russia a Tarvisio (2.284 mln
mc, -12,9%) che si conferma però la prima fonte. Tra i terminal
GNL in crescita il gas quatarino di Cavarzere con 599 milioni di
mc immessi in rete (+47,1%) e Livorno (22 milioni di mc), mentre
permane a regime ridotto Panigaglia.
Nei sistemi di stoccaggio sono stati iniettati 1.247 milioni di mc, in
calo del 5,5% rispetto a settembre 2015; nulle le erogazioni così
come un anno fa.
Figura 1: Bilancio gas trasportato
Fonte: dati SRG
Ml di mc
Importazioni
TWh
var. tend.
5.361
56,7
+10,0%
1.030
2.284
1.056
368
1
599
22
10,9
24,2
11,2
3,9
0,0
6,3
0,2
+111,3%
-12,9%
+43,9%
-39,6%
-100,0%
-57,5%
+47,1%
-
490
5,2
-5,3%
-
-
-
5.851
61,9
+8,5%
4.413
1.087
2.180
1.146
46,7
11,5
23,1
12,1
+12,3%
+3,7%
+21,1%
+6,1%
192
2,0
+32,5%
4.604
48,7
+13,0%
1.247
13
-5,5%
5.851
61,9
+8,5%
TOTALE IMMESSO
TOTALE IMMESSO
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
Importazioni
91,6%
Produzione
Nazionale
8,4%
Erogazioni da
stoccaggi
0,0%
Esportazioni, reti
di terzi e
consumi di
sistema*
3,3%
TOTALE PRELEVATO
Reti di
distribuzione
19,6%
Riconsegne
rete Snam
75,4%
Iniezioni negli
stoccaggi
21,3%
* comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato
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2 5G I│N A
P A1G1 I N A 1 1
Termoelettrico
37,3%
Industriale
18,6%
MERCATO GAS ITALIA
Nell’ultimo giorno del mese di settembre la giacenza di gas
naturale negli stoccaggi ammontava a 12.258 milioni di mc,
in aumento dell’8,5% rispetto allo stesso giorno del 2015.
Il rapporto giacenza/spazio conferito si attesta al 101,5%,
anch’esso in crescita rispetto ad un anno fa (+6,9 p.p.).
La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale
(PSV), stabile rispetto al mese precedente (-0,02 €/MWh,
-0,1%) ma ancora in decisa flessione rispetto ad un anno fa
(-7,41 €/MWh, -34,4%), si attesta a 14,12 €/MWh.
Figura 2: Stoccaggio
Fonte: dati SRG, Stogit-Edison
Stoccaggio
Ml di mc
Giacenza (al 30/09/2016)
12.258
Erogazione (flusso out)
-
Iniezione (flusso in)
-
Flusso netto
-5,5%
1.247
Giacenza/Spazio conferito
+1,1%
101,5%
Giacenze fine mese
Iniezioni
ML di mc
-5,5%
12.077
Erogazione
Spazio conferito
ML di mc
3.000
2.000
1.000
0
-1.000
-2.000
-3.000
-4.000
10
8
6
4
2
0
-2
-4
dic
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
nov
dic
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feb
mar
apr
Iniezione
mag
giu
lug
mag
giu
lug
ago
set
AT '15/'16
12
nov
Erogazione
ott
+6,9 p.p.
14
ott
Stoccaggi
ML di mc
3.000
2.000
1.000
0
-1.000
-2.000
-3.000
-4.000
+8,5%
1.247
Spazio conferito
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
-2.000
-4.000
variazione
tendenziale
set
Flusso netto
ott
nov
dic
gen
feb
mar
AT '15/'16
apr
ago
set
AT '15/'16
I MERCATI GESTITI DAL GME
A settembre nei mercati del gas naturale gestiti dal GME
sono stati scambiati 5,0 milioni di MWh, pari al 10,0% della
domanda complessiva di gas naturale (8,7% a settembre
2015), la maggior parte dei quali (99,1%) nella Piattaforma di
Bilanciamento Gas (PB-GAS).
Figura 3: Mercati del gas naturale*
Fonte: dati GME, Thomson-Reuters
Media
Prezzi. €/MWh
Min
Volumi. MWh
Totale
Max
MGAS
MP-GAS
MGP
MI
MT-GAS
15,15
-
(21,68)
-
13,95
-
16,40
-
44.130
-
(27.100)
-
13,75
15,87
(20,68)
(22,02)
11,60
14,60
16,90
17,62
2.195.908
2.652.330
(468.272)
(3.253.817)
-
-
-
-
-
-
PB-GAS
Comparto G-1
Comparto G+1
P-GAS
Royalties
Import
Ex d.lgs 130/10
-
-
Tra parentesi i valori dell'anno precedente
MI
€/MWh
PBGAS G+1
PBGAS G-1
PSV
Pfor
Prezzi. €/MWh
30
15,15
MI
26
PBGAS G+1
22
15,87
18
PBGAS G-1
13,75
14
PSV
14,12
10
6
13,14
Pfor
ott
nov
dic
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6
8
10 12 14 16 18 20 22 24
AT '15/'16
* 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
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TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
6 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
9 7E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G2 I N A 1 2
2016
2015
MERCATO GAS ITALIA
Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PBGas) prosegue la flessione tendenziale dei volumi scambiati
che scendono a 2,7 milioni di MWh (-18,5%). Ancora in
consistente ribasso anche il prezzo medio attestatosi a 15,87
€/MWh (-27,9%), più alta però di 1,75 €/MWh rispetto alla
quotazione al PSV.
Nei 15 giorni, sui 30 di settembre, in cui il sistema è risultato
lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>0],
sono stati scambiati 1,3 milioni MWh, di cui il 77,1%, pari a
967 mila MWh venduti dal Responsabile del Bilanciamento
(RdB), ad un prezzo medio di 15,71 €/MWh (-28,0% su base
annua). Negli altri 15 giorni con il sistema corto (SCS<0), sono
stati scambiati 1,4 milioni di MWh, di cui il 65,7%, pari a 919
mila MWh acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 16,03 €/
MWh (-28,1%).
Complessivamente il 71,1% dei volumi scambiati (1,9 milioni
di MWh) è stato determinato dall’azione di RdB ed il restante
28,9% da scambi tra operatori, pari 767 mila MWh.
Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G+1
Fonte: dati GME
Sbilanciamento complessivo
del sistema (SCS)
positivo
negativo
Totale
n.giorni 15/30
Prezzo medio. €/MWh
n.giorni 15/30
15,87
(-27,9%)
15,71
16,03
2.652.330
(-18,5%)
1.253.195
1.399.135
918.694
(-8,3%)
Operatori
1.733.636
(-23,0%)
1.253.195
480.441
Vendite. MWh
2.652.330
(-18,5%)
1.253.195
1.399.135
966.837
(+12,5%)
966.837
1.685.493
(-29,6%)
286.358
1.399.135
Partecipazione al mercato
Totale
lato acquisto
lato vendita
Acquisti. MWh
RdB
RdB
Operatori
918.694
Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente
Operatori attivi. N°
45
35
32
N E W S LNEETW
TS
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2 5G I│N A
P A1G3 I N A 1 3
MERCATO GAS ITALIA
Nel Comparto G-1 della PB-Gas, a settembre sono stati
scambiati 2,2 milioni di MWh di gas naturale ad un prezzo
medio di 13,75 €/MWh. Il Responsabile del Bilanciamento ha
sempre presentato, nelle diverse zone, offerte di vendita, con
prezzi variati tra i 13,26 €/MWh della zona LNG e i 15,52 €/
MWh della zona Stogit.
Tabella 1: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G-1
Fonte: dati GME
Zone
Import
Prezzo medio. €/MWh
Edison
Stoccaggio
LNG
Stogit
G+1
G+N
SRG
13,61
13,59
13,26
15,52
-
-
13,75
Volumi. MWh
708.285
453.637
531.700
502.285
-
-
2.195.908
Operatori. N.
12
4
1
17
-
-
1
22,9%
0,0%
0,0%
32,3%
20,7%
24,2%
G1
Gn
N E W S LNEETW
TS
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2 5G I│N A
P A1G4 I N A 1 4
MERCATO GAS ITALIA
Tendenze di prezzo sui mercati energetici
europei
A cura del GME
■ Il mese di settembre si caratterizza per un generale
apprezzamento delle quotazioni osservate in Europa sui
mercati energetici a pronti su livelli che rimangono comunque
inferiori ai valori di un anno fa. Unica eccezione si rileva sui
principali hub del gas, dove i prezzi tornano sui livelli registrati
prima della modesta ripresa avvertita tra maggio e luglio.
In leggera ripresa dopo la lieve flessione di luglio, la quotazione
del greggio si attesta a 47 $/bbl (+3% mensile), risultando
tuttavia in calo rispetto al livello toccato a settembre dello
scorso anno, il più basso degli ultimi 10 anni (-2% annuo). Una
dinamica simile si osserva anche per i combustibili derivati,
quali il gasolio (408 $/MT) e l’olio combustibile (240 $/MT),
anche questi in lieve aumento rispetto ai 2 mesi passati.
Anche le aspettative per il medio periodo mostrano un leggero
apprezzamento per questi tre prodotti, con quotazioni a
termine per i mesi di ottobre e novembre che segnano aumenti
da 1 a 5 punti percentuali, confermandosi su livelli solo di poco
superiori ai rispettivi valori a pronti anche se progressivamente
in crescita per scadenze più lontane. Si arresta la moderata
ripresa del carbone registrata negli scorsi mesi, in virtù di un
prezzo che si attesta a 61 $/MT sui mercati europei (+14% su
agosto), valore che si conferma più basso di quelli sudafricano
e cinese, quest’ultimo in netta crescita. In un rialzo compreso
tra il 2-5% anche i prezzi a termine, che continuano ad indicare
un premio di almeno di 3 $/MT per le scadenze di breve e
medio termine.
Si mantiene invece stabile il tasso di cambio USD/EUR,
valutato 1,12 $/€ sia sui mercati a pronti, sia su quelli a termine
per i successivi due mesi: in conseguenza di tale dinamica
si mantengono sostanzialmente invariate anche le variazioni
osservate sulle quotazioni dei combustibili convertiti in moneta
europea.
Newsletter Settembre 16 - 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
Quotazioni a termine
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
FUEL
(%)
(%)
future M-1
FUEL
UdM
Set 16
PETROLIO
crude oil
$/bbl
46,71
€/bbl
$/MT
€/MT
$/MT
41,67
239,96
214,07
407,59
+3%
-2%
crude
oil
+ 3crude
% future
-1%
brent
+ oil
6%
+6%
fuel
6 % NWE+ 6 %
FO+1.0%
+1%
- 10 %
gasoil
€/MT
$/MT
€/MT
USD/EUR
363,61
61,34
54,72
1,12
+ 1 future
%
gasoil
+2%
coal
+ 2CIF
%
API2
FX+ 0 %
FX USD
1,00
OLIO COMB.
fuel oil
GASOLIO
gasoil
CARBONE
coal
CAMBIO $/€
FX
0%
FX USD
- 10 %
+ 14 %
+ 15 %
-0%
0%
Set 16
Var M-1
(%)
Ott 16
Var M-1
(%)
Nov 16
Var M-1
(%)
2017
Var M-1
(%)
-
-
-
48,15
42,84
+1%
-
47,75
42,43
-
50,29
44,11
+0%
-
247,26
446,50
-
248,69
221,53
424,35
378,00
+5%
+2%
-
246,36
219,19
425,18
378,28
+4%
+1%
-
244,45
217,23
424,61
377,32
-
250,70
219,92
447,09
392,20
+0%
-0%
-
61,40
-
65,09
57,98
1,12
1,00
+6%
-0%
-
63,98
56,93
1,12
1,00
+4%
-0%
-
63,43
56,37
1,13
1,00
-
59,37
52,08
1,14
1,00
+2%
+0%
-
Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
$/bbl
$/€
2,00
120
Fonte: Thomson-Reuters
1,80
100
80
1,60
60
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
6 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
9 7E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G5 I N A 1 5
1,40
MERCATI ENERGETICI EUROPA
2,00
120
CARBONE
+2%
+ 14 %
$/MT
61,34
+6%
+4%
61,40
65,09
63,98
coal
Grafico
1: Greggio
e tasso 54,72
di cambio,
Media
+ andamento
2CIF
%
+ 15 %mensile- dei prezzi spot
coal
€/MT
API2
57,98e a termine.
56,93aritmetica.
100
-0%
USD/EUR
1,12
-0%
-0%
1,12
1,12
CAMBIO $/€
FX+ 0 %
$/bbl
0%
0%
FX
FX USD
1,00
FX USD
1,00
1,00
80
120
60
Grafico
-
63,43
56,37
1,13
1,00
+2%
59,37
52,08 1,80 +0%
1,14
$/€
1,00
1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1,80
1,40
100
$/bbl
40
$/€
2,00
1,60
1,20
80
20
120
60
0
100
2,00
1,60
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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
1,80
1,40
1,00
40
802011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1,60
1,20
20
60
Grafico
2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1,40
1,00
0
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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
40
$/bbl
$/MT
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1,20
20
1300
125
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica
Grafico
2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1100
0
1,00
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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 105
$/bbl
$/MT
9002011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1300
700
85
125
1100
500
$/MT
900
300
1300
65
105
$/bbl
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
45
85
125
700
100
25
1100
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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 65
500
105
2012
2013
2014
2015
2016
2017
9002011
45
300
85
700
Grafico
3:
Coal,
andamento
mensile
dei
prezzi
spot
e
a
termine.
Media
aritmetica.
100
25
65
50001 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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
$/MT
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
45
300
140
100
Grafico
3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
25
120 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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
$/MT
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
100
140
Grafico
3: Coal, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica
80
Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
120
60
$/MT
100
40
140
80
20
120
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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
60
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1002011
40
80
20
6001 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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
40
20
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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
N E W S LNN
EEE
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TSESLRLEED
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LERR
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MDEEELL│GGFMM
EEB
EB
││2R20A01I11O6 │2 0N1U0M│E R
NO
U M4
9E
5
7 R│OPPA2AG
5GI │
INNAPAA11G
66I N A 1 6
+3%
-2%
$/bbl
+ 1 % a termine
+0%
48,15 Quotazioni
47,75
50,29
PETROLIO
oil
Quotazioni a46,71
pronti crude
Settembre
16
Tendenze
sui Mercati
Energetici
1)
+ 3crude
% -future
-1%
- (pag
crude oil Newsletter
€/bbl
41,67
brent
- di prezzo e
- Prospettive
42,84
42,43
44,11
Var
Var M-12 ultima
quot.
Var
Var
Var M-1
Var
+ oil
6M-1
%
$/MT
239,96
+ 5M-1
%
+ 4M-1
%
+ 0M-1
%
247,26
248,69
246,36
244,45
250,70
OLIOFUEL
COMB.
fuel
UdM
Set
16
FUEL + 6 %
Set
16
Ott
16
Nov
16
2017
(%)
(%)
future
M-1
(%)
(%)
(%)
(%)
Tabella
e combustibili,
quotazioni
spot
Media aritmetica.
+1.0%
6 % NWE+mensili
6%
fuel oil 1: Greggio
€/MT
214,07
FO
- e a termine.
221,53
219,19
217,23
219,92
+1%
- 10 %
$/MT
407,59
+2%
+1%
-0%
446,50
424,35
425,18
424,61
447,09
GASOLIO
gasoil
+3%
-2%
$/bbl
+1%
+0%
48,15 Quotazioni
47,75
50,29
PETROLIO
oil
Quotazioni46,71
a pronticrude
a termine
+ 1 future
%
- 10 %
gasoil
€/MT
363,61
gasoil
378,00
378,28
377,32
392,20
+ 3crude
% future
-1%
crude oil
€/bbl
41,67
brent
42,84
42,43
44,11
+ 2 M-1
%
+ 14M-12
%
$/MT
61,34
+ 6 M-1
%
+ 4 M-1
%
+ 2 M-1
%
61,40
65,09
63,98
63,43
59,37
CARBONE
coal
Var
Var
ultima
quot.
Var
Var
Var-- M-1 250,70
Var
+
6
%
+
6
%
$/MT
239,96
+
5
%
+
4
%
+
0
%
247,26
248,69
246,36
244,45
OLIO COMB.
fuel
oil
FUEL
UdM
Set 16
FUEL
Set 16
Ott 16
Nov 16
2017
(%)%
future
(%)
(%)
(%)
(%)
+ (%)
2CIF
%
+ 15
coal
€/MT
54,72
API2
- M-1
57,98
56,93
56,37
52,08
6 % NWE+ 6 %
fuel oil
€/MT
214,07
FO+1.0%
221,53
219,19
217,23
219,92
-0%
USD/EUR
1,12
-0%
-0%
+0%
1,12
1,12
1,13
1,14
CAMBIO $/€
FX+ 0 %
++13%%
- 10
%
$/MT
407,59
+ 2 -%
++11%%
-- +0 0%%
446,50
424,35
425,18
424,61
447,09
GASOLIO
gasoil
2
%
$/bbl
46,71
48,15
47,75
50,29
PETROLIO
crude
oil
0%
0%
FX
FX USD
1,00
FX USD
1,00
1,00
1,00
1,00
++13future
%
- 10
----gasoil
€/MT
363,61
-378,00
378,28
377,32
392,20
% future
- 1%
%
crude oil
€/bbl
41,67 gasoil
brent
crude
42,84
42,43
44,11
++26%%
++
146 %
$/MT
++6e
++44%% aritmetica
-++20%%
61,40
65,09
63,98
63,43
59,37
CARBONE
coal
Grafico
1: Greggio
e tasso61,34
di cambio,
andamento
annuale
dei prezzi
a termine.
%
$/MT
239,96
5%%
247,26
248,69 spot
246,36 Media
244,45
250,70
OLIO COMB.
fuel
oil
Grafico
1: Greggio
e tasso54,72
di cambio,
andamento
mensile
dei prezzi 57,98
spot
e a termine.
Media
aritmetica.
++2
++
156 %
coal
€/MT
----CIF
-56,93
56,37
52,08
6%% NWE
%
fuel oil
€/MT
214,07 API2
FO
1.0%
221,53
219,19
217,23
219,92
++01%%
-- 010
%%
USD/EUR
1,12
0
%
0
%
+
0
1,12
1,12
1,13
1,14
CAMBIO
$/€
FX
$/MT
407,59
+
2
%
+
1
%
%
$/bbl
446,50
424,35
425,18
424,61
447,09 $/€ 0%
GASOLIO
gasoil
0+ %
%%
----FX
FX€/MT
USD
1,00
FX
USD
-1,00
1,00
1,00
1,00
1 future
%
-010
gasoil
363,61
gasoil
378,00
378,28
377,32
392,20
Le quotazioni del gas rimangono stabili per consegne in Italia
(PSV 14,0 €/MWh), in lieve apprezzamento per consegne in
Olanda (TTF 12,2 €/MWh, +2%) ed in calo per Austria (CEGH
13,2 €/MWh, -3%) e Gran Bretagna (NBP 11,2 €/MWh, -8%).
Questi prezzi confermano un livello che, seppur in oscillazione
negli ultimi mesi, si continua ad attestare ai minimi storici degli
ultimi 10 anni. Anche le aspettative di medio e lungo periodo,
che risultano in ribasso congiunturale su tutti i punti di consegna,
confermano un livello medio inferiore a quello dello scorso anno,
seppur indichino un apprezzamento strutturale di 2-4 €/MWh
per i prossimi mesi invernali.
Newsletter Settembre 16 - 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
Set 16
PSV
TTF
IT
NL
14,09
12,23
CEGH
NBP
AT
UK
13,22
11,27
Quotazioni a termine (€/MWh)
(%)
(%)
future M-1
-0%
+2%
-3%
-8%
- 35 %
- 36 %
- 35 %
- 41 %
Var M-1
(%)
Ott 16
13,93
11,45
14,97
12,86
13,68
10,89
13,95
13,36
Nov 16
-4%
-6%
-5%
-3%
Var M-1
(%)
Dic 16
-2%
-4%
-5%
-5%
16,71
14,83
15,49
15,61
Var M-1
(%)
2017
-
17,08
15,26
15,63
16,60
16,88
15,02
16,67
Var M-1
(%)
-0%
-3%
+2%
€/MWh
35
30
25
20
15
10
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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
Var M-1
Var
M-12 ultima
Gestor
ultima quot.
quot.
Setsi16nota una
Paese
Quanto ai Area
mercati elettrici,
stagionale
signifi
(%)
(%)e
future
M-1
futurecativa
M-1
ripresa delle quotazioni a pronti in tutti paesi europei, ad
+IT
16in
% particolare
-Borsa
13 % Ita si40,97
42,89
eccezioneITALIA
della regione scandinava;
osserva
+FR
25 %
-1%
FRANCIA
37,19
EEX
un particolare
apprezzamento
in Francia
(36
€/MWh,34,61
+24%),
+DE
12 %
EEX
-4%
28,60
GERMANIA
30,49
seguita dalle confinanti Svizzera (35 €/MWh, +20%) e Italia
+ES
6%
-OMIP
16 % Ita
SPAGNA
43,59
42,70
nome
Borsa
(43 €/MWh,
+15%). Ne consegue
un
calo +dello
spread
Italia+NO
0%
Nasdaq
44 %
24,55
AREA SCANDINAVA
25,19
AUSTRIA
SVIZZERA
30,14
35,84
nome
+nome
11 %
+nome
22 %
EEX
-7%
Nasdaq
-2%
OMIP
-
Var M-1
Var M-1
Var M-1
-
-
-
-
-
€/MWh
90
80
70
60
50
40
30
Var M-1
M-1
Var
Ott 16
Nov
16
Dic 16
Set
Ott 16
Nov
Francia,
che
valore2017
mensile
(%) più
(%) si attesta a
(%)+7 €/MWh, (%)
(%)
basso da inizio anno e di circa 4 €/MWh inferiore alla media
- semestre
3- %
- dell’anno.
+ 2- %
- rialzista
40,97 anche
- 0-% le
45,09
43,74
40,71
del40,93
primo
Sull’onda
+3%
8%
38,40
43,50
43,54
33,53
quotazioni
per ottobre
e +novembre
della - Francia
(+3/+7%),
-1%
-2%
29,26
30,94
29,47
26,68
mentre rimangono sostanzialmente stabili le curve a termine
- 100
-- %
- 100
------ %
--degli
altri paesi.
-1%
+0%
25,54
26,94
27,71
23,44
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
6 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
947E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G77I N A 1 7
-
-
-
25
GAS
(%)
(%)
future M-1
Set 16
PSV
TTF
IT
NL
14,09
12,23
-0%
+2%
- 35 %
- 36 %
NBP
UK
11,27
-8%
- 41 %
20
Ott 16
Var M-1
(%)
Nov 16
Var M-1
(%)
Dic 16
Var M-1
(%)
2017
Var M-1
(%)
13,93
11,45
14,97
12,86
-4%
-6%
16,71
14,83
-2%
-4%
17,08
15,26
-
16,88
15,02
-0%
-3%
10,89
13,95
13,36
-5%
-3%
15,49
15,61
-5%
-5%
15,63
16,60
-
16,67
+2%
MERCATI
ENERGETICI
EUROPA
15
-3%
- 35 %
CEGH
AT
13,22
13,68
10
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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
€/MWh
2011
35
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Figura 2: Borse europee, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica
Figura
30 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
20
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
25
Area
Var M-1 Var
M-12 ultima
Gestor
ultima quot.
quot.
Paese
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
Set 16
ITALIA
FRANCIA
GERMANIA
10 SPAGNA
+IT
16 %
+FR
25 %
42,89
37,19
30,49
43,59
15
Ott 16
Set
Var M-1
(%)
Nov
16
Ott 16
Var M-1
(%)
Dic 16
Nov
Var M-1
(%)
2017
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
40,93
38,40
29,26
- 3- %
+3%
-1%
45,09
43,50
30,94
+ 2- %
+8%
-2%
43,74
43,54
29,47
-
40,97
40,71
33,53
26,68
- 0-%
-
40,97
-
-Borsa
13 % Ita
-1%
EEX
34,61
28,60
+DE
12 %
EEX
-4%
+ES
6%
-OMIP
16 % Ita
- 100
-- %
- 100
-42,70
----- %
nome
Borsa
--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 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09
- 1-%
+ 0 -%
-+NO
0%
+Nasdaq
44 %
24,55
25,54
26,94
27,71
23,44
AREA SCANDINAVA
25,19
nome
EEX
-2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
+nome
11 %
-7%
AUSTRIA
30,14
Nasdaq
+nome
22 %
-2%
SVIZZERA
35,84
OMIP
-
Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
€/MWh
80
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
90
Area
Var M-1 Var
M-12 ultima
Gestor
ultima quot.
quot.
Paese
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
Set 16
70
60
ITALIA
FRANCIA
GERMANIA
40
SPAGNA
30
AREA SCANDINAVA
20
AUSTRIA
SVIZZERA
10
50
+IT
16 %
+FR
25 %
+DE
12 %
+ES
6%
nome
42,89
37,19
30,49
43,59
25,19
30,14
35,84
+NO
0%
nome
+nome
11 %
+nome
22 %
-Borsa
13 % Ita
-1%
EEX
EEX
-4%
-OMIP
16 % Ita
Borsa
+Nasdaq
44 %
EEX
-7%
Nasdaq
-2%
OMIP
Ott 16
Set
Var M-1
(%)
Nov
16
Ott 16
Var M-1
(%)
Dic 16
Nov
Var M-1
(%)
2017
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
40,97
34,61
28,60
40,93
38,40
29,26
- 3- %
+3%
-1%
45,09
43,50
30,94
+ 2- %
+8%
-2%
43,74
43,54
29,47
-
40,97
40,71
33,53
26,68
- 0-%
-
42,70
24,55
-
- 100
-- %
- 1-%
-27,71
-
---
-
-26,94
-
- 100
-- %
+ 0 -%
-
-25,54
-
-
-23,44
-
---
-
-
-
-
-
-
-
0
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 07 09 11 01 03 05 07 09
€/MWh
902011
2012
2013
2014
2015
TWh
40
80
Volumi a pronti (TWh)
In 70merito, infine, ai volumi di energia elettrica movimentati
35
Varcapiente
M-1 Var M-12
sui60mercati
borsa
più
si conferma
EPEX
Area a pronti, la
Set
16
30
(%)
(%)
(28,6
TWh), riferimento per Francia, Germania 25
e Svizzera,
50
dove
su base annua delle
40 si segnala in particolare l’aumento
+6%
+5%
ITALIA
16,8
20
quantità
scambiate
in
Francia
(8
TWh,
+7%),
in linea con le
30
-7%
+7%
FRANCIA
8,0
10
11
12
2016
2016
01
02
03
04
05
06
07
08
09
2017
dinamiche osservate da inizio anno. In crescita rispetto al
2015 anche l’energia scambiata nei paesi dell’area scandinava
e, soprattutto, in Italia, dove i volumi arrivano a sfiorare
rispettivamente 27 TWh (+3%) e 17 TWh (+5%).
15
-2%
-4%
10
-2%
+3%
10
5
+2%
+3%
AREA SCANDINAVA
26,7
0
0
+2%
-0%
AUSTRIA
0,6
1011 11
01 0902
0303 05
04 07Thomson-Reuters
05
0601 07
09
03 Borse
05 07 09europee,
11 01 03 05 volumi
07 09 11 01
03 05 07e09mensili
11 01 03 sui
05 07
09
01 09
03
0501070309
03 01
0503070509
Figura013:
annuali
mercati
spot
01
03 11
05 07
11
05 11
07 01
09 11
07 09
01 031205 07
11 Fonte:
01
09 11
03 050807 09
-3%
+2%
SVIZZERA
2,0
20
GERMANIA
SPAGNA
2011
18,6
14,0
2012
2013
2014
2011
2015
2012
2016 2013
2016 2014
2017
2015
2016
TWh
40
Volumi a pronti (TWh)
Area
Set 16
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ITALIA
FRANCIA
GERMANIA
SPAGNA
AREA SCANDINAVA
AUSTRIA
SVIZZERA
16,8
8,0
18,6
14,0
26,7
0,6
2,0
+6%
-7%
-2%
-2%
+2%
+2%
-3%
+5%
+7%
-4%
+3%
+3%
-0%
+2%
35
30
25
20
15
10
5
0
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 07 09 11 01 03 05 07 09
2011
2012
2013
2014
2015
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
6 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
947E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G88I N A 1 8
2016
Area
Mercato dei titoli di efficienza energetica
A cura del GME
■ Nel mese di settembre 2016 sul Mercato dei Titoli di Efficienza
Energetica sono stati scambiati 414.972 TEE, in aumento rispetto
ai 232.368 TEE scambiati ad agosto.
Dei 414.972 TEE sono stati scambiati 142.990 TEE di Tipo I,
156.623 TEE di Tipo II, 90.721 TEE di Tipo II CAR, 24.638 TEE
di Tipo III.
In totale, nel 2016, sono stati scambiati sul mercato 3.892.885
TEE, ad un prezzo medio pari a 128,91 €/TEE.
Analizzando l’andamento specifico dei prezzi di questo mese, si
rileva che i TEE di Tipo I sono stati scambiati ad una media di
143,56 € (137,03 € ad agosto), i TEE di Tipo II sono stati scambiati
ad una media di 143,80 € (136,99 € ad agosto) e i Tipo II-CAR
a € 142,44 € (137,15 € lo scorso mese) e i TEE di Tipo III sono
stati quotati ad una media di € 142,57 € (rispetto a 136,99 € di
agosto). Nel dettaglio, l’aumento dei prezzi medi, rispetto al mese
precedente è stato del 4,76 % per i TEE di Tipo I, del 4,97 % per
i TEE di Tipo II, del 3,86% % per i TEE di Tipo II-CAR e infine del
4,08 % per i TEE di Tipo III.
I titoli emessi dall’inizio dell’anno sono pari a 4.381.868 TEE
(1.418.416 di Tipo I, 2.124.620 di Tipo II, 621.144 di Tipo II CAR,
217.688 di Tipo III).
Dall’inizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a 42.115.141
TEE.
Di seguito le tabelle e i grafici mensili e annuali, riassuntivi dei
volumi e dei prezzi del mercato dei TEE, e l’istogramma relativo
ai TEE emessi.
TEE risultati del mercato del GME - settembre 2016
Prodotto
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Totale
Volumi scambiati
(n.TEE)
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo IN
Valore Totale (€)
142.990
156.623
90.721
24.638
414.972
20.527.266,37
22.522.393,08
12.922.491,70
3.512.622,57
59.484.773,72
Fonte: GME
Prezzo minimo
(€/TEE)
Prezzo massimo
(€/TEE)
131,00
137,00
137,80
135,50
149,00
148,90
148,75
148,75
Prezzo medio (€/TEE)
143,56
143,80
142,44
142,57
143,35
TEE risultati del mercato del GME - anno 2016
Prodotto
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Totale
Volumi scambiati
(n.TEE)
1.343.887
1.871.407
407.240
270.351
3.892.885
Fonte: GME
Valore Totale (€)
172.871.117,32
240.888.844,90
53.199.435,69
34.854.049,62
501.813.447,53
Prezzo minimo
(€/TEE)
Prezzo massimo
(€/TEE)
105,00
105,00
106,00
105,80
154,90
155,00
151,95
151,95
L EDTETLE R
DEE L│ GF M
0 I1O6 │2 0N1U0M│E RNO
6 R│O P2A5G │
I NP
AA 1G9I N A 1 9
N E W S LNE ET W
T ES R
GM
EE
B B│R2 A
U M9 E
128,64
128,72
130,63
128,92
128,91
MERCATI PER L'AMBIENTE
TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine settembre 2016 (dato cumulato)
16.258.805
15.000.100
24.000.100
Fonte: GME
16.891.401
Totale: 41.538.106
Totale: 34.650.163
13.500.100
22.000.100
12.000.100
20.000.100
18.000.100
10.500.100
16.258.805
16.000.100
9.000.100
14.000.100
16.891.401
7.500.100
12.000.100
6.379.099
6.000.100
10.000.100
8.000.100
4.500.100
6.379.099
6.000.100
3.000.100
4.000.100
2.584.851
2.584.851
1.500.100
2.000.100
985
985
100
TIPO I
TIPO II
TIPO II_CAR
TIPO III
TIPO V
TEE (sessioni da gennaio 2016)
Fonte: GME
N. TEE
Mercato: 3.892.885
2.000.000
Bilaterali: 2.630.548
1.871.407
1.800.000
1.600.000
1.400.000
1.367.658
1.343.887
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
607.476
570.188
407.240
400.000
270.351
200.000
0
85.226
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
6 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
9 6E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G0 I N A 2 0
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2016)
€/tep
minimo
Fonte: GME
massimo
medio
160,00
154,90
155,00
151,95
150,00
151,95
140,00
130,00
128,64
128,72
105,00
105,00
130,63
128,92
120,00
110,00
100,00
Tipo I
105,80
106,00
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipologia
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2013)
€/tep
150,00
Tipo I
Tipo II
Fonte: GME
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
145,00
140,00
135,00
130,00
125,00
120,00
115,00
110,00
105,00
100,00
95,00
85,00
01-10-2013
15-10-2013
05-11-2013
19-11-2013
03-12-2013
17-12-2013
21-01-2014
04-02-2014
18-02-2014
04-03-2014
18-03-2014
01-04-2014
15-04-2014
29-04-2014
13-05-2014
27-05-2014
10-06-2014
24-06-2014
08-07-2014
22-07-2014
05-08-2014
02-09-2014
16-09-2014
30-09-2014
14-10-2014
28-10-2014
11-11-2014
25-11-2014
10-12-2014
13-01-2015
27-01-2015
10-02-2015
24-02-2015
10-03-2015
24-03-2015
08-04-2015
21-04-2015
05-05-2015
19-05-2015
29-05-2015
09-06-2015
23-06-2015
07-07-2015
21-07-2015
04-08-2015
01-09-2015
15-09-2015
29-09-2015
13-10-2015
27-10-2015
10-11-2015
24-11-2015
10-12-2015
12-01-2016
26-01-2016
09-02-2016
23-02-2016
08-03-2016
22-03-2016
05-04-2016
19-04-2016
03-05-2016
17-05-2016
24-05-2016
31-05-2016
14-06-2016
28-06-2016
12-07-2016
26-07-2016
30-08-2016
13-09-2016
27-09-2016
90,00
data sessione mercato
Nel corso del mese di settembre 2016 sono stati scambiati
215.129 TEE attraverso contratti bilaterali delle varie tipologie
(288.272 TEE nel mese di agosto 2016). La media dei prezzi
dei TEE scambiati attraverso i bilaterali è stata pari a 130,15
€ /tep (128,60 €/tep lo scorso mese), minore di 13,19 €/tep
rispetto alla media registrata sul mercato organizzato (137,04
€/tep ad agosto). In totale, nel 2016, sono stati scambiati sulla
piattaforma dei bilaterali, 2.630.548 TEE, ad un prezzo medio
pari a 107,73 €/TEE. Seguono le Tabelle riassuntive delle
transazioni bilaterali per tipologia di prodotto.
N E W S LNEETWTSELRE T
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
B 2R0A1I 6O │2 0N1U0M│E R
NO
U M9 E
6 R│O P2A5G │
I N PAA 2G1I N A 2 1
TEE risultati Bilaterali - settembre 2016
Volumi scambiati
(n.TEE)
Prodotto
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Totale
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo IN
13.738
29.408
171.895
88
215.129
Fonte: GME
Valore Totale (€)
Prezzo minimo
(€/TEE)
Prezzo massimo
(€/TEE)
0,00
0,00
0,00
0,00
146,00
146,50
146,30
133,73
1.852.488,40
4.031.163,99
22.109.273,02
6.686,50
27.999.611,91
134,84
137,08
128,62
75,98
130,15
TEE risultati Bilaterali - anno 2016
Fonte: GME
Volumi scambiati
(n.TEE)
Prodotto
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Totale
570.188
1.367.658
607.476
85.226
2.630.548
Valore Totale (€)
Prezzo minimo
(€/TEE)
Prezzo massimo
(€/TEE)
0,00
0,00
0,00
0,00
155,00
155,00
146,30
155,00
62.039.285,45
141.321.525,92
70.123.859,96
9.901.147,34
283.385.818,67
108,80
103,33
115,43
116,18
107,73
Nel grafico sottostante sono evidenziati i volumi scambiati bilateralmente per ciascuna classe di prezzo.
TEE scambiati per classi di prezzo - settembre 2016
Fonte: GME
TEE scambiati per classi di prezzo - settembre 2016
180.000
152.037
Quantità
150.000
120.000
90.000
60.000
29.989
28.672
30.000
1.318
2.641
0
148
0
51
(0-10) [10-20) [20-30) [30-40) [40-50) [50-60) [60-70) [70-80) [80-90) [90-100) [100110)
273
[110120)
[120130)
[130140)
[140150)
Classi di prezzo (€/tep)
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
NO
U M9 E
4 R│O P2A5G │
7
150+
TEE scambiati per classi di prezzo - anno 2016
Fonte: GME
TEE scambiati per classi di prezzo - anno 2016
500.000
457.193
439.497
421.122
450.000
400.000
Quantità
350.000
300.000
250.000
220.812
200.000
150.000
100.000
70.972
50.000
0
9.645
0
0
0
0
2
1.778 1.060 7.866
19.508
60.162
5.655
3.161
(0-10) [10-20) [20-30) [30-40) [40-50) [50-60) [60-70) [70-80) [80-90) [90-100) [100110)
[110120)
[120130)
[130140)
Classi di prezzo (€/tep)
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
NO
U M9 E
7 R│O P2A5G │
[140150)
150+
Mercato delle GO GME
MERCATO ORGANIZZATO GME
Nel mese di settembre sono state scambiate 10.000 GO, in
aumento rispetto alle 5.000 GO quotate a agosto (nel mese di
luglio non sono state registrate transazioni sul mercato), ad un
prezzo medio pari a 0,20 €/MWh. Di seguito la tabella
riassuntiva delle transazioni mensili.
GO risultati del mercato GME del mese di settembre
Tipologia
Periodo
di produzione
Volumi scambiati
(MWh)
Eolico
2016
2016_Eolico
Geotermico
2016
5.000
2016_Geotermoelettrico
Totale
5.000
10.000
Fonte: GME
Valore Totale (€)
Prezzo minimo
(€/MWh)
Prezzo massimo
(€/MWh)
Prezzo medio
(€/MWh)
1.000,00
0,20
0,20
0,20
950,00
0,19
0,19
0,19
1.950,00
Nel 2016, sono state effettuate nove sessioni di mercato GO
e quattro sessioni d’asta da parte del GSE. Il volume totale
delle GO scambiate sul mercato è stato pari a 59.293 GO,
mentre il prezzo medio delle GO a prescindere dalla tipologia
è stato pari a 0,24 €/MWh. Le GO 2015 _Altro risultano essere
le garanzie maggiormente scambiate con una quota presente
0,20
sul mercato pari a 37.266 GO. Da gennaio a settembre 2016 il
prezzo minimo rilevato è stato pari a circa 0,15 €/MWh per le
GO 2016_Eolico, mentre il prezzo massimo sulla piattaforma
è stato pari a 0,50 €/MWh per le GO 2015_Idroelettrico. Di
seguito tabella riassuntiva delle transazioni avvenute sul
mercato nel 2016, cumulate per anno di produzione.
GO risultati del mercato GME anno 2016
Fonte: GME
Tipologia
Periodo
di produzione
Altro
2015
2015_Altro
Eolico
2016
2016_Eolico
2015
10
Geotermico
Idroelettrico
Totale
Volumi scambiati
(MWh)
Valore Totale (€)
Prezzo minimo
(€/MWh)
Prezzo massimo
(€/MWh)
Prezzo medio
(€/MWh)
0,25
0,30
0,27
37.266
10.100,17
7.944
1.516,72
0,15
0,23
0,19
1,60
0,16
0,16
0,16
2016
5.000
950,00
0,19
0,19
0,19
2015
1.573
2015_Idroelettrico
319,97
0,20
0,50
0,20
2016
7.500
2016_Idroelettrico
1.480,00
0,18
0,24
0,20
59.293
14.368,46
I Volumi scambiati e il Controvalore per tipologia GO presente sul mercato, sono rappresentati nei seguenti grafici a blocchi.
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
NO
U M9 E
7 R│O P2A5G │
0,24
GO, volumi per tipologia (sessioni 2016)
Fonte: GME
Totale Volumi Scambiati: 59.293
40.000
37.266
Volumi (MWh)
32.000
24.000
16.000
0
7.500
7.944
8.000
5.000
1.573
10
2015_Altro
2016_Eolico
2015_Geotermico 2016_Geotermico 2015_Idroelettrico 2016_Idroelettrico
Tipologia
GO, controvalore delle transazioni per tipologia (sessioni 2016)
Fonte: GME
€
12.000
10.000
10.100
8.000
6.000
4.000
2.000
0
1.517
950
2
2015_Altro
2016_Eolico
1.480
320
2015_Geotermico 2016_Geotermico 2015_Idroelettrico 2016_Idroelettrico
Tipologia
L’andamento dei prezzi è evidenziato nella grafico sottostante.
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
NO
U M9 E
7 R│O P2A5G │
GO, prezzi dei certificati per anno di riferimento (2015-2016)
€/MWh
Prezzo minimo
Fonte: GME
Prezzo massimo
Prezzo medio
0,55
0,50
0,50
0,45
0,40
0,35
0,30
0,30
0,27
0,25
0,25
0,20
0,19
0,15
0,10
0,24
0,23
0,15
2015_Altro
2016_Eolico
0,19
0,20
0,20
0,18
0,16
2015_Geotermico2016_Geotermico2015_Idroelettrico2016_Idroelettrico
Tipologia
TRANSAZIONI BILATERALI
Nel mese di settembre 2016, sono state scambiate
bilateralmente 685.208 GO ad un prezzo medio pari a
0,12€/MWh inferiore di 0,07€/MWh rispetto al prezzo medio
di mercato (0,20 €/MWh). In totale, nel 2016 sono stati
scambiati, attraverso contratti bilaterali 47.561.072 GO.
Il prezzo medio registrato è stato pari a 0,13 €/MWh, minore di
0,11 €/MWh, rispetto a quello registrato sul mercato.
Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi delle GO
scambiate bilateralmente, nel mese di settembre e nel 2016,
per ciascuna classe di prezzo.
GO, risultati bilaterali mese di settembre
Fonte: GME
Tipologia
Periodo
di produzione
Volumi scambiati
(MWh)
Eolico
2016
122.839
2016_Eolico
Valore Totale (€)
24.296,19
Prezzo minimo
(€/MWh)
Prezzo massimo
(€/MWh)
Prezzo medio
(€/MWh)
0,18
0,21
0,20
Geotermico
2016
70.000
16.800,00
0,24
0,24
0,24
Idroelettrico
2016
454.388
2016_Idroelettrico
30.547,96
0,00
0,30
0,07
Solare
2016
2016_Solare37.981
11.355,82
0,22
0,52
0,30
685.208
82.999,97
Totale
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
NO
U M9 E
7 R│O P2A5G │
0,12
GO, risulatati bilaterali anno 2016
Periodo
di produzione
Tipologia
Altro
Eolico
Geotermico
Idroelettrico
Solare
Fonte: GME
Volumi scambiati
(MWh)
Valore Totale (€)
Prezzo minimo
(€/MWh)
Prezzo massimo
(€/MWh)
Prezzo medio
(€/MWh)
2015
1.245.428
2015_Altro
162.586,87
0,00
0,45
0,13
2016
2016_Altro222.658
79.141,73
0,10
0,40
0,36
2015
1.183.709
2015_Eolico
153.925,07
0,00
1,40
0,13
2016
887.790
2016_Eolico
313.684,46
0,18
1,50
0,35
0,11
2015
1.156.497
128.161,96
0,00
0,37
2016
70.000
16.800,00
0,24
0,24
0,24
2015
40.322.180
2015_Idroelettrico
4.975.411,10
0,00
1,00
0,12
2016
1.219.405
2016_Idroelettrico
173.523,74
0,00
1,00
0,14
2015
1.124.350
2015_Solare
315.178,52
0,00
1,00
0,28
2016
129.055
2016_Solare
32.324,32
0,22
0,52
0,25
47.561.072
6.350.737,77
Totale
0,13
Di seguito gli istogrammi delle GO scambiate bilateralmente, nel mese di settembre e nel 2016, per ciascuna classe di prezzo.
GO scambiate bilateralmente per fasce di prezzo - settembre 2016
Fonte: GME
GO scambiate bilateralmente per fasce di prezzo - settembre 2016
Altro
600.000
Eolico
Geotermoelettrico
Idroelettrico
Solare
Totale: 685.208
Quantità (MWh)
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
0
[0,01-0,10) [0,10-0,20) [0,20-0,30) [0,30-0,40) [0,40-0,50) [0,50-0,60) [0,60-0,70) [0,70-0,80) [0,80-0,90)
[0,90-1)
Classi di prezzo (€/MWh)
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
NO
U M9 E
7 R│O P2A5G │
I N PAA 2G7
3I N A 2 7
1+
GO scambiate bilateralmente per fasce di prezzo - anno 2016
Fonte: GME
GO scambiate bilateralmente per fasce di prezzo - anno 2016
Altro
Eolico
Geotermoelettrico
Idroelettrico
Solare
Totale: 47.561.072
35.000.000
Quantità (MWh)
30.000.000
25.000.000
20.000.000
15.000.000
10.000.000
5.000.000
0
0
[0,01-0,10) [0,10-0,20) [0,20-0,30) [0,30-0,40) [0,40-0,50) [0,50-0,60) [0,60-0,70) [0,70-0,80) [0,80-0,90)
[0,90-1)
1+
Classi di prezzo (€/MWh)
ASTE GSE
Le quattro sessioni d’asta svolte dal GSE e pubblicate sul
sito del GME, nel 2016, hanno consentito l’assegnazione
di 12.863.688 GO ad un prezzo medio pari a 0,21 €/MWh
(4.485.243 le GO assegnate nell’asta di settembre ad un
prezzo medio pari a 0,22 €/MWh), su un totale di 77.636.218
GO offerte.
Di seguito la tabella riassuntiva degli esiti delle aste GO nel
2016:
GO risultati Aste anno 2016
Tipologia
Altro
Eolico
Idroelettrico
Solare
Totale
Periodo
di produzione
Fonte: GME
Volumi scambiati
(MWh)
Valore Totale (€)
Prezzo minimo
(€/MWh)
Prezzo massimo
(€/MWh)
Prezzo medio
(€/MWh)
2015
2015_Altro136.000
37.870,00
0,15
0,30
0,28
2016
2016_Altro435.000
81.950,00
0,17
0,20
0,19
2015
1.144.000
2015_Eolico
231.370,00
0,15
0,29
0,20
2016
1.192.923
2016_Eolico
222.528,75
0,17
0,21
0,19
2015
1.837.000
2015_Idroelettrico
303.570,00
0,15
0,29
0,17
2016
902.000
2016_Idroelettrico
169.170,00
0,17
0,28
0,19
2015
1.955.000
2015_Solare
492.330,00
0,15
0,30
0,25
2016
5.261.765
2016_Solare
1.174.623,00
0,17
0,40
0,22
12.863.688
2.713.411,75
D TE EL RG D
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NO
U M9 E
7 R│O P2A5G │
I N PAA 2G8
3I N A 2 8
0,21
di Claudia Checchi e Roberta d’Alessandro - REF-E
(continua dalla prima)
Questo è stato il primo significativo effetto della messa
in esercizio, dopo anni di attese, della nuova capacità di
liquefazione australiana, che rifornisce attualmente una
rilevante quota della domanda asiatica. Conseguenza di ciò
è stato anche la riduzione del differenziale di prezzo tra il
mercato italiano, PSV, e lo spot asiatico (Fig. 1), già a partire
dallo scorso anno.
L’azzeramento, o quasi, del premio dei mercati asiatici
rispetto a quelli dei paesi del Mediterraneo spinge l’interesse
dei produttori di GNL storici – come il Qatar – e i nuovi
esportatori – come quelli statunitensi – verso l’attestazione
o il rafforzamento delle proprie quote di mercato nell’area
Mediterranea.
Il Qatar, primo produttore mondiale di gas liquefatto, mostra già
una rinnovata attenzione per l’area Mediterranea, dedicando
la maggior parte della propria produzione flessibile (ossia non
legata a clausole di destinazione fissa con contratti di lungo
periodo) all’area nord-africana (principalmente Egitto) e al
Sud Europa, a scapito di una riduzione dell’export verso il
Nord Europa (riduzione di circa il 10% tra l’anno termico 2014
e 2015) ed Asia Orientale (riduzione di circa 3%) (Fig.2).
Figura 2: Evoluzione storica Export Rasgas per anno termico
Elaborazioni REF-E su dati LNG Market
GCMA
Export Qatar Sud Europa
Export Qatar vs Nord Europa
-
-
-
67,2
77,3
78,0
14,8
14,1
11,3
10,3
2011
2012
20,5
Questo cambio di strategia è supportato anche dai fondamentali
economici: nella figura 3 si è confrontato il prezzo di diversi
mercati di destinazione retrocessi al terminale di Ras Laffan1
(impianto di liquefazione qatarino). Ne risulta una maggiore
Export Qatar vs Asia
Export Qatar vs Africa
1,1
5,1
74,9
72,4
17,4
15,1
8,8
10,5
10,8
2013
2014
2015
convenienza per le destinazioni dell’area Mediterranea
rispetto al resto d’Europa, con prezzi italiani più alti anche dei
prezzi nord-africani di contratti di medio – termine in alcuni
mesi.
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NO
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APPROFONDIMENTI
APPROFONDIMENTI
Figura 3: Prezzi Gas Internazionali retrocessi a Ras Laffan
Se a questo scenario si aggiunge la crescente offerta globale
di GNL e, in particolare, l’aumento di capacità di liquefazione
statunitense - prevista entro il 2020 ( Fig.4) e potenzialmente
Figura 4: Evoluzione di nuova capacità di liquefazione
Elaborazioni REF-E su analisi proprietarie e dati Platts
dirottabile verso il Vecchio Continente, un ruolo cruciale
potrebbe delinearsi per il mercato Sud-Europeo.
Elaborazioni REF-E su dati IGU ed analisi proprietarie
300,00
250,00
Bcma
200,00
150,00
100,00
50,00
2016
Indian/Pacific Basin
2017
2018
African
America
2019
Russia
2020
DEMAND
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APPROFONDIMENTI
APPROFONDIMENTI
Sia i nuovi produttori (statunitensi) che gli storici fornitori del
mercato europeo (Qatar ed Algeria) guardano con maggiore
interesse al mercato italiano anche in concomitanza di segnali
di maggiore “ liberalizzazione” della capacità di rigassificazione.
Il conferimento del servizio integrato di rigassificazione 2
delle ultime aste di stoccaggio è stato sicuramente il primo
segnale in questa direzione, con un importante effetto di
diversificazione delle fonti di approvvigionamento. Il fatto che
questa capacità sia stata delineata e poi conferita per servire
direttamente clienti industriali dimostra anche un’evoluzione
all’orizzonte della vendita di gas in Italia: i consumatori finali
si evolveranno anche in termini di competenze energetiche,
potendosi spingere direttamente in negoziazioni e partnership
con produttori e/o in attività di trading.
In questo contesto di mercato si aggiunge un’ulteriore tassello
connesso all’evoluzione della produzione algerina e il relativo
cambio di strategia manifestato negli ultimi mesi3. La ripresa
dell’export algerino via pipeline, in primis verso l’Italia, è
un’ulteriore elemento di attenzione sul mercato italiano dopo
il calo delle esportazioni degli scorsi due anni (Fig. 5)
Figura 5: Flussi Storici a Mazara
Elaborazione Ref-E su dati Snam
GMCA
Imp. Mazara Winter
Imp. Mazara Summer
18
16
14
3
12
9
10
10
8
4
6
4
11
4
7
6
2
5
3
2011
2012
Proprio grazie al contributo delle grandi compagnie, e in
particolare alla Joint Venture di Sonatrach con BP, Statoil,
Edison, Enel, Engie, DEA ed altri partner minori, l’avvio di nuova
produzione algerina è prevista nei prossimi anni. Nel complesso
questi progetti potrebbero potenzialmente fornire entro il 2020
un aumento della produzione di circa 40 Gmc/anno. Sembra,
quindi, che ci sia ulteriore spazio per un consolidamento delle
esportazioni algerine, già manifestato negli ultimi mesi, potendo
raggiungere i livelli del 2000 (circa 60 Gmc/anno) già nel
2019/20, con possibilità di confermarsi stabile anche negli anni
successivi in caso di stabilità o crescita della domanda algerina
inferiore al 5% annuo e investimenti in capacità produttiva. Sul
tema Algeria, l’Europa rimane un partner privilegiato grazie
alle consolidate relazioni con Sonatrach, per cui è possibile
che gli accordi, inclusi quelli con l’Italia, vengano portati avanti,
anche alla luce dell’avvio dei recenti impegni d’investimento
di compagnie italiane in Algeria, non solo nel settore del gas.
Per chiudere l’intero quadro, per il mercato italiano sono da
considerare anche il progetto della Trans Adriatic Pipeline
(TAP), gasdotto che dovrebbe consegnare gas azero di Shah
Deniz in Italia, e del Corridoio Sud. Ciò aggiunge un ulteriore
2013
2014
2015
spunto di attenzione sulle opportunità del mercato italiano che
da paese tipicamente importatore potrebbe diventare per la
prima volta esportatore e paese di transito verso mercati Nord
Europei. Il gasdotto, con capacità di 16 Gmca , prevede la
consegna di circa 10 Gmca in Salento a partire dal 2020, che
potrebbero servire il mercato italiano, riducendo la dipendenza
dai flussi nord-europei, o addirittura transitare per l’Italia per
raggiungere i mercati del nord, storicamente esportatori. In
questo scenario si inserisce anche il Corridoio Nord-Sud del
gas che potrebbe rovesciare vecchi assi logistici (est- ovest) ed
assetti energetici ormai datati. I principali operatori del mercato
italiano riconoscono che la realizzazione di questi progetti,
in congiuntura alle recenti evoluzioni del mercato globale,
consentirebbe all’Italia di sviluppare l’enorme potenziale, in
termini di infrastrutture, di Italia e Spagna, ma permetterebbe
anche all’Africa e nuovi esportatori di sviluppare energia sia per
rifornire la crescente domanda interna sia per l’esportazione.
Inoltre promuoverebbe l’Italia come ponte tra nuovi esportatori
o competitor storici di Gazprom e i mercati nord-europei
(Germania in primis ) ed Europa orientale (area balcanica e
triangolo Austria – Slovacchia-Repubblica Ceca).
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APPROFONDIMENTI
APPROFONDIMENTI
QUALI OPPORTUNITA’ PER L’ITALIA
Le prospettive in questo nuovo contesto sono pertanto
molteplici:
I. Definizione di nuove partnership energetiche o
consolidamento di vecchie alleanze commerciali che
consentirebbero una maggiore liquidità e competitività del
virtual point italiano, anche nei confronti dei mercati nordeuropei.
II. Diversificazione di approvvigionamento con rafforzamento
del tema di sicurezza energetica nazionale ed europea.
III. Evoluzione dell’Italia come punto di scambio core europeo,
delineandosi come esportatore secondo due direttive: sudnord e ovest – est.
IV. Paese “guida” per progetti di Small and Medium Scale
LNG di tutta l’area mediterranea.
V. Maggiore accessibilità e facilità di approvvigionamento di
gas naturale per clienti industriali e termoelettrici dovuta alla
possibilità di approvvigionamenti diretti o più immediati con i
produttori e /o superamento di barriere di mercato.
Tuttavia tali opportunità potrebbero essere sfruttate anche da
altri Paesi del Mediterraneo, che hanno già avviato la ricerca
di nuovi sbocchi per la crescente offerta globale di gas.
La Spagna si muove come paese guida per l’avvio di nuovi
progetti europei di Small Scale LNG, la Francia pianifica un
progetto di FSRU in Corsica a supporto di nuovi impianti
CCGT, la Grecia cerca di affermarsi come punto nevralgico
per il trasporto marittimo alimentato a GNL (cfr. progetto
POSEIDON MED).
Nondimeno è l’Italia, che non restando indifferente, affronta
il tema del sottoutilizzo della capacità di rigassificazione
esentata dal TPA, inaugura progetti di SSLNG e consolida
il progetto di metanizzazione della Sardegna con accordi
governativi e regionali. Riguardo questo ultimo punto, focus
attuale di molti operatori della filiera del gas (da Edison, a
Eni ed altri operatori minori), recentemente si è delineato
l’indirizzo sugli sviluppi energetici e socio-economici della
Sardegna. Il PEARS (Piano Energetico Ambientale Regione
Sardegna) recentemente approvato (agosto 2016) fissa come
obiettivo la metanizzazione della regione tramite l’utilizzo del
GN come “vettore energetico fossile di transizione”. Il mix
energetico in Sardegna attualmente è costituito da petrolio,
carbone e fonti rinnovabili mentre risulta quasi assente il
metano, considerato elemento chiave per il risollevamento
della condizione socio-economica dell’isola. I vantaggi per la
regione sarebbero infatti una maggiore sicurezza energetica
ed l’abbattimento dei costi energetici per le famiglie ed
imprese4, nonché ricadute occupazionali ed ambientali
positive. Questo progetto, che si accompagnerebbe anche
alla realizzazione di un sistema dorsale per la distribuzione di
gas in tutta la regione, è una valida alternativa alla mancata
realizzazione del progetto GALSI (gasdotto avviato nel 2003
che avrebbe dovuto collegare produzione algerina con l’Italia,
attraverso la Sardegna). L’interruzione del progetto non ha
quindi annullato le speranze della metanizzazione della
regione e di una diversificazione dell’approvvigionamento.
Tuttora lo scenario di domanda di GN nell’area mediterranea
non è strettamente circoscritto al perimetro sardo: il
potenziale dei progetti SSLNG è molto più esteso sia su scala
geografica, potendo puntare ad una penetrazione maggiore
del gas nella regione balcanica ad esempio, che su economia
di scala crescenti (penetrazione in diversi settori di consumo
tipicamente caratterizzati da interfuel competition, come nel
trasporto marittimo).
La direttiva balcanica potrebbe essere un ulteriore elemento di
svolta e di sviluppo per il nostro Paese, tuttavia risulta anche
quella più minacciosa: la regione balcanica è attualmente
fortemente limitata dalla posizione dominante di Gazprom e
da ingenti limiti infrastrutturali onshore. L’affermazione italiana
come nuovo hub europeo potrebbe consentire ai paesi
balcanici una riduzione della dipendenza russa e attraverso
sevizi di SSLNG si promuoverebbe la penetrazione del gas
naturale anche in aree geografiche limitate.
L’incertezza e le difficoltà economiche del contesto e delle
società italiane, nonché di un mancato coordinamento tra
enti regolatori ed imprese potrebbe servire su un piatto
d’argento queste chance a paesi confinanti. ENAGAS e
DEPA hanno già avviato progetti che potrebbero configurarle
in una posizione di leadership: DEPA, trasportatore greco, ha
deciso di investire nel progetto cofinanziato dall’UE Poseidon
Med II il quale, pur essendo nato nel 2011 con lo scopo
di incentivare e facilitare l’uso del GNL come bunkering fuel
nel Mediterraneo, ambirebbe alla leadership nel trasporto
marittimo senza affrettarsi; ENAGAS si affermerebbe in
servizi di reloading ma soffrirebbe ancora di limiti geografici e
infrastrutturali per il posizionamento di hub europeo.
Tempestività e chiare linee di politica e strategia energetica,
sia a livello nazionale che europeo, sono gli elementi trainanti
che definiranno o meno l’avanzamento del mercato italiano
nel contesto energetico globale.
1 Prezzi LNG NETBACK, al lordo dei costi di rigassificazione. Essi sono calcolati come prezzi del mercato finale meno i costi di shipping e freight, funzione del
porto di destinazione.
2 http://www.ref-e.com/it/downloads/previsivo-osservatorio-energia/energy-outlook-n2-anno-i
3 http://www.ref-e.com/en/downloads/others-publications/algeria-any-call-for-gas
4 Costo dell’insularità è stimato di circa 430 Milioni di Euro all’anno, secondo quanto riportato dall’analisi a supporto del PEARS
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APPROFONDIMENTI
APPROFONDIMENTI
Novità normative di settore
A cura del GME
ELETTRICO
■ Deliberazione 15 settembre 2016 499/2016/I/EEL │
“Rendite di congestione alle frontiere: relazione ai sensi
dell’articolo 6, comma 6.5, dell’allegato I al Regolamento
(CE) 714/2009” │ pubblicata il 16 settembre 2016│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/16/499-16.htm
Con la Delibera 499/2016/I/EEL, l’Autorità per l’energia
elettrica il gas ed il sistema idrico ha pubblicato i dati relativi
alle c.d. “rendite di congestione” spettanti al sistema italiano
per l'allocazione della capacità transfrontaliera e del relativo
utilizzo ai sensi dell'articolo 6, comma 6.5, dell’Allegato I del
Regolamento comunitario n. 714/2009.
In materia, il Regolamento comunitario n. 714/2009 prevede
che, con riferimento ai proventi derivanti dall’assegnazione
delle capacità di interconnessione transfrontaliere, le Autorità
nazionali di regolamentazione pubblichino, su base annua,
entro il 31 luglio di ciascun anno, una relazione che indica
l'importo delle entrate raccolte da TERNA nel corso dei 12
mesi precedenti e la destinazione assegnata a tali risorse
che deve essere conforme a quanto disposto dal sopracitato
Regolamento europeo.
A tal proposito, l’articolo 16, comma 16.6, del predetto
Regolamento prevede che i proventi derivanti dall’assegnazione
delle capacità di interconnessione possano essere destinati
a: i) garantire l’effettiva disponibilità della capacità assegnata;
ii) mantenere o aumentare le capacità di interconnessione
attraverso investimenti nella rete; iii) in alternativa, qualora
non fosse possibile utilizzare i proventi per i predetti fini, le
Autorità nazionali di regolamentazione devono tener conto
dell’ammontare delle risorse derivanti dalla “rendita di
congestione” in sede di determinazione delle tariffe di rete.
Pertanto, al fine di dare attuazione alle suddette disposizioni,
l’AEEGSI con la deliberazione in oggetto ha provveduto a
pubblicare i dati relativi al saldo mensile dei proventi ed oneri
derivanti dalle procedure di assegnazione della capacità di
trasporto sulla rete di interconnessione con l’estero per il
periodo luglio 2015 - giugno 2016, confermando che tali proventi
sono stati utilizzati da Terna in linea con quanto disposto dal
Regolamento comunitario n. 714/2009.
■ Comunicato del GME │“Approvazione del Testo Integrato
della Disciplina del Mercato Elettrico e del Regolamento
della Piattaforma dei Conti Energia a termine: Nuove
regole di gestione dei pagamenti su base settimanale”│23
settembre 2016 Download
http://www.mercatoelettrico.org/it/homepage/popup.
aspx?id=291
Con la pubblicazione del comunicato in oggetto, il GME ha reso
noto che, con il Decreto Ministeriale del 21 settembre 2016
e con la Delibera dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas e
il sistema idrico 501/2016/R/EEL, il Ministero dello Sviluppo
Economico e l’AEEGSI hanno approvato, rispettivamente, le
modifiche al Testo Integrato della Disciplina del Mercato Elettrico
(nel seguito: Disciplina ME) e al Regolamento della Piattaforma
dei Conti Energia a termine (nel seguito: Regolamento PCE),
riguardanti:
•
le nuove regole inerenti la gestione dei pagamenti
su base settimanale sui mercati dell’energia MGP, MI e sulla
PCE ;
•
l’adozione del SEPA Direct Debit Business To Business
quale strumento di settlement del mercato elettrico (ad
esclusione del MSD) e della PCE;
In particolare, al fine di garantire agli operatori del mercato
elettrico un congruo periodo di tempo per effettuare tutti
gli adempimenti funzionali all’avvio del nuovo sistema di
fatturazione e di settlement, i summenzionati provvedimenti
hanno previsto che la data di entrata in vigore sia della Disciplina
ME che del Regolamento PCE venga differita rispetto alla data
di approvazione, affidando al GME, previa comunicazione, per
il mercato elettrico, al Ministero dello sviluppo economico e,
per la PCE, all’AEEGSI, il compito di rendere nota tale data
alla platea dei soggetti interessati mediante pubblicazione di un
apposito comunicato sul proprio sito internet.
Successivamente, il GME, con comunicato del 27 settembre
2016, ha reso noto che la data di avvio del settlement settimanale
sui mercati dell’energia MGP, MI e sulla PCE sarà il 1 dicembre
p.v..
Pertanto, le transazioni su MGP, su MI e su PCE relative ai
giorni di flusso antecedenti al 1° dicembre e non ancora
regolate alla data di avvio del settlement settimanale, riferite ai
due mesi antecedenti il go live del nuovo ciclo di regolazione,
manterranno invariate le attuali tempistiche e le modalità di
fatturazione e continueranno ad essere regolate attraverso
lo strumento del SEPA Credit Transfer con Priority (ex BIR) o
procedure equivalenti.
Tuttavia, rispetto a tali transazioni antecedenti al 1° dicembre
p.v., il settlement delle posizioni nette determinate a seguito delle
operazioni di fatturazione avverrà eccezionalmente attraverso
la suddivisione in 4 rate di pari importo che saranno regolate
mensilmente a partire dal mese di avvio del MGP, MI e PCE
in W+1 (dicembre), fino al quarto mese successivo al predetto
mese di avvio (marzo). Il CCT sulla PCE relativo ai giorni di
flusso antecedenti al 1° dicembre verrà, invece, regolato per
intero secondo le scadenze e le modalità in vigore nel periodo
a cui le partite si riferiscono.
In vista della transizione al regime W+1 ed al fine di garantire la
corretta gestione del sistema di settlement settimanale tramite
lo strumento di pagamento del SEPA B2B, il GME ha avviato
le procedure per richiedere a tutti gli operatori del ME e della
PCE gli appositi mandati, da inviarsi unicamente secondo il
formato messo a disposizione dal GME stesso e nel rispetto
N E W S LNNEEETW
W
TSE
SLR
LEET
DTTETELERRG D
M
DEELL│GGFM
MEEEB │
B│2R
20A
011I 6O
1 ││2 0NN1UU
0M
M│EER
N
RO
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73R││OPPA
2A5GGI│
INNA
PAA33G33I N A 3 3
NOVITA' NORMATIVE
NOVITÀ NORMATIVE
delle modalità all’uopo indicate. A completamento, si evidenzia
infine, che con il medesimo Decreto Ministeriale 21 settembre
2016 sono state approvate le modifiche urgenti al Testo Integrato
della Disciplina del Mercato Elettrico effettuate dal GME, nel
mese di luglio scorso - comportanti l’abrogazione delle norme
disciplinanti il mercato dei certificati verdi - in attuazione di quanto
disposto dal Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 6
luglio 2012 (c.d. “Decreto FER elettriche”).
Comunicato del GME │ “Al via il Mercato dei prodotti
giornalieri (MPEG)” │ 29 settembre 2016 Download
http://www.mercatoelettrico.org/it/HomePage/popup.
aspx?id=294
Con il comunicato in oggetto, il GME ha reso noto che, a
decorrere dal 29 settembre 2016, è stata avviata l’operatività
del nuovo mercato dei prodotti giornalieri (MPEG).
Si ricorda che le modalità di organizzazione e funzionamento
del MPEG sono disciplinate nel Testo integrato della Disciplina
del mercato elettrico (nel seguito: Disciplina ME), nonché nelle
relative Disposizione Tecniche di Funzionamento, pubblicate
sul sito del GME.
A tal proposito, si evidenzia che ai fini della presentazione
delle offerte sul MPEG, oltre ad avere la qualifica di operatore
del mercato elettrico, è necessario che l’operatore sia anche
operatore della PCE abilitato a registrare transazioni sui conti
energia nella propria disponibilità.
Pertanto, tutti i soggetti attualmente ammessi al mercato elettrico
- e quindi automaticamente anche al MPEG - che siano altresì
abilitati a registrare transazioni sulla PCE, possono effettuare
negoziazioni sul MPEG.
GAS
Comunicato del GME │ “Avvio della tempistica di settlement
settimanale sul MGAS: in vigore dalla data odierna la nuova
Disciplina del mercato del gas naturale” │ 1 settembre 2016
Download http://www.mercatoelettrico.org/It/homepage/
popup.aspx?id=285
Con la pubblicazione del comunicato in oggetto il GME ha reso
noto che, a decorrere dal 1° settembre 2016, è entrata in vigore
la nuova Disciplina del mercato del gas naturale (di seguito:
Disciplina MGAS), così come approvata dal Ministero dello
Sviluppo Economico con il Decreto Ministeriale dell’11 maggio
2016, modificata al fine di disciplinare le nuove regole inerenti
la gestione dei pagamenti su base settimanale sul mercato
del gas. La nuova Disciplina MGAS prevede la riduzione della
tempistica di regolazione dei pagamenti nell’ambito del mercato
del giorno prima (MGP-GAS), del mercato infragiornaliero
(MI-GAS) e del mercato a termine del gas (MT-GAS), che
passerà dall’attuale cadenza mensile (M+1) ad un settlement
con cadenza settimanale. La modifica delle tempistiche di
fatturazione e pagamento farà sì che le risorse finanziarie
prestate dagli operatori, a garanzia delle transazioni dagli stessi
effettuate sul mercato, verranno immobilizzate per un arco
temporale minore rispetto alla tempistica attualmente prevista.
Ciò comporterà di conseguenza una riduzione delle garanzie
richieste per operare e renderà quindi meno onerosa per gli
operatori la partecipazione al mercato.
■ Deliberazione 15 settembre 2016 502/2016/R/GAS │
”Disposizioni in materia di disciplina del mercato del
gas, funzionali all’avvio del regime di bilanciamento” │
pubblicata il 16 settembre 2016 │ Download http://www.
autorita.energia.it/it/docs/16/502-16.htm
Con la Delibera 502/2016/R/GAS, l’Autorità per l’energia elettrica
il gas ed il sistema idrico ha approvato la “disciplina del fondo
a copertura dell'eventuale debito derivante da inadempimenti
degli operatori di mercato del gas per importi eccedenti le
garanzie escusse” (di seguito: Fondo MGAS).
Il suddetto provvedimento, ha abrogato le precedenti previsioni
regolatorie disciplinanti il Fondo MGAS (contenute al punto 2,
lettere da a ad e, del Parere 4/2013/I/GAS e al punto 4, lettere
da a ad f, della Delibera 365/2013/R/GAS) e recepito, in un
unico testo normativo, le disposizioni per la gestione di eventuali
casi di inadempienza, nei confronti del GME, degli operatori di
mercato e del Responsabile del bilanciamento nel pagamento
delle partite insorte presso il MGAS.
In particolare, l’Autorità per l’energia elettrica il gas ed il sistema
idrico, proprio in considerazione dell’imminente avvio del nuovo
regime di bilanciamento di cui alla Delibera 312/2016/R/GAS, il
quale prevede che Snam Rete Gas effettui le proprie azioni di
bilanciamento principalmente presso il MGAS, ha previsto che
il Fondo MGAS (istituito presso CSEA e dalla stessa gestito in
qualità di ente titolare) svolgerà anche una funzione di garanzia
dell’adempimento delle obbligazioni assunte da SRG sul
predetto mercato.
La nuova disciplina del Fondo MGAS prevede, inter alia, che
lo stesso, precedentemente costituito esclusivamente da un
ammontare accumulato tramite i contributi non restituibili di
cui all’articolo 8 della Disciplina MGAS e le penali per mancata
consegna di cui all’articolo 63, comma 63.5, lettera c), della
medesima Disciplina, venga altresì alimentato dagli interessi
e penali per ritardato pagamento delle obbligazioni assunte
dagli operatori, nonché da possibili eccedenze finanziarie
derivanti dalla chiusura delle posizioni nette degli operatori nei
casi previsti dalla Disciplina e da ogni altro importo destinato di
volta in volta al fondo stesso da parte dell’AEEGSI a garanzia
dell’adempimento delle obbligazioni assunte sul mercato del
gas.
A tal proposito, l’Autorità ha precisato che, nelle more del
raggiungimento di un adeguato livello di disponibilità presso il
predetto fondo, al fine a garantire il mercato del gas e la stabilità
dei rapporti regolati dal GME, è opportuno dotare inizialmente
lo stesso di un importo quantificato sulla base dell’esposizione
derivante dall’operatività storica di Snam Rete Gas nell’ambito
del bilanciamento (pari a 26 milioni di euro).
Infine, il provvedimento modifica anche le tempistiche di
registrazione presso il PSV delle transazioni concluse nel
mercato a pronti di MGAS, permettendone la registrazione
N E W S LNNEEETW
W
TSE
SLR
LEET
DTTETELERRG D
M
DEELL│GGFM
MEEEB │
B│2R
20A
011I 6O
1 ││2 0NN1UU
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M│EER
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63R││OPPA
2A5GGI│
INNA
PAA33G44I N A 3 4
NOVITA' NORMATIVE
NOVITÀ NORMATIVE
Novità normative di settore
anche nel corso della sessione di negoziazione e non soltanto
al momento della chiusura della sessione, superando pertanto
l’assetto definito al punto 1, lettera d) della Delibera 525/2012/R/
GAS.
■ Comunicato del GME │ “Nuovo bilanciamento gas di
cui alla Deliberazione 312/2016/R/GAS: pubblicazione a fini
meramente conoscitivi del Regolamento PB-Gas e della
Disciplina MGAS” │ 19 settembre 2016 Download http://
www.mercatoelettrico.org/It/homepage/popup.aspx?id=288
Facendo seguito al precedente comunicato del 3 agosto
2016 con il quale, ai sensi di quanto previsto dall’articolo
2, comma 2.2, della Delibera 312/2016/R/GAS, era stata
resa disponibile sul sito internet del GME, a fini meramente
conoscitivi, la versione del Regolamento della Piattaforma
per il Bilanciamento del Gas (di seguito: Regolamento PBGAS), completa delle modifiche funzionali all’avvio della fase
transitoria del nuovo sistema di bilanciamento gas, il GME, con
il comunicato in oggetto, ha pubblicato la versione aggiornata
del predetto regolamento, nonché le relative Disposizioni
Tecniche di Funzionamento aggiornate, adeguata al fine di
consentire al Responsabile del bilanciamento - in attuazione
di quanto previsto dall’articolo 7, comma 7.1, della Delibera
312/2016/R/GAS - di gestire eventuali esigenze di cessione
o approvvigionamento di volumi di gas, mediante ricorso al
“mercato organizzato per la negoziazione di gas in stoccaggio”
(c.d. MGS).
Inoltre, a completamento del quadro regolatorio di cui alla
predetta Delibera, il GME, su richiesta del Ministero dello
Sviluppo Economico, ha reso altresì disponibile, a fini
meramente conoscitivi, la versione della Disciplina del mercato
del gas (di seguito: Disciplina MGAS), nonché le relative
Disposizioni Tecniche di Funzionamento aggiornate, integrata
con le modifiche funzionali all’avvio della fase transitoria del
nuovo sistema di bilanciamento gas. A tal proposito, si ricorda
infatti che l’Autorità per l’energia elettrica il gas ed il sistema
idrico, ai sensi dell’articolo 2, comma 2.3, della Delibera
312/2016/R/GAS, ha previsto che il GME predisponga, in
concomitanza con l’aggiornamento del Regolamento PBGAS, anche le modifiche alla Disciplina MGAS strettamente
funzionali all’avvio del sistema di bilanciamento, secondo il
predetto assetto transitorio.
Deliberazione 29 settembre 2016 539/2016/R/GAS
│ “Approvazione delle proposte di modifica alle
Convenzioni tra Snam Rete Gas S.p.A. e Gestore dei
Mercati Energetici, funzionali alla gestione dei mercati
dove sono approvvigionate le risorse per il bilanciamento
del sistema” │ pubblicata il 30 settembre 2016 Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/16/539-16.htm
Con la Delibera 539/2016/R/GAS, l’Autorità per l’energia
elettrica, il gas e il sistema idrico, ha approvato le proposte di
modifica della Convenzione di cui all’articolo 3, comma 3.3,
della Delibera ARG/gas 45/11 (di seguito: Convenzione PBGAS) e della Convenzione di cui al punto 2 della Delibera
525/2012/R/GAS (di seguito: Convenzione MGAS), stipulate
entrambe tra il GME e Snam Rete Gas. Le succitate modifiche
sono funzionali all’avvio del sistema di bilanciamento del gas
naturale secondo l’assetto transitorio di cui all’articolo 2,
comma 2.1, della predetta Delibera 312/2016/R/GAS.
In particolare, la Convenzione PB-GAS disciplina le modalità
e i termini di scambio dei flussi informativi tra il GME e Snam
Rete Gas funzionali alla partecipazione di quest’ultima, ai
fini del bilanciamento del sistema, al mercato dei prodotti
locational (MPL) e al mercato organizzato per la negoziazione
di gas in stoccaggio (MGS). La Convenzione MGAS disciplina,
invece, le modalità e i termini di scambio dei flussi informativi
tra il GME e Snam Rete Gas funzionali alla partecipazione
di quest’ultima, per le stesse finalità di cui sopra, al mercato
del gas (MGAS). Le modifiche ad entrambe le Convenzioni
hanno acquisito efficacia a partire dal 1° ottobre 2016.
REMIT
Comunicato del GME │ “Aggiornamento del Contratto
PDR - modifiche al Regolamento PB-Gas in attuazione
della delibera AEEGSI 312/2016/R/gas” │ 27 settembre
2016
Download
http://www.mercatoelettrico.org/It/
HomePage/popup.aspx?id=293
Con la pubblicazione del comunicato in oggetto, il GME ha
reso disponibile, sul proprio sito internet, il testo aggiornato
del Contratto PDR che sostituisce, a decorrere dal 2 ottobre
2016, la versione precedentemente pubblicata. In particolare,
per effetto delle modifiche apportate al Regolamento PBGAS, funzionali all’attuazione delle disposizioni contenute
nella Delibera 312/2016/R/GAS, a decorrere dal 2 ottobre p.v.
il GME aggiornerà il testo del Contratto PDR con i riferimenti
relativi alla sede di negoziazione del gas in stoccaggio (MGS).
A decorrere dalla predetta data, devono ritenersi aggiornati
anche nei contratti in essere i riferimenti ai servizi di “data
reporting” prestati dal GME in relazione alla PB-GAS che
continueranno a essere svolti regolarmente nei confronti dei
contraenti, senza ulteriori adempimenti da parte dell’operatore.
A tal proposito, si ricorda che è fatta in ogni caso salva la
facoltà di recesso degli operatori dal Contratto PDR secondo
le modalità indicate nel Contratto medesimo qualora gli stessi
non intendessero più fruire del servizio in questione.
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NOVITA' NORMATIVE
NOVITÀ NORMATIVE
Gli appuntamenti
17-18 ottobre
Efficiency in Green Energy Production
Merano (BZ) , Italia
Organizzato da Ponti
http://ponti.idm-suedtirol.com
19-21 ottobre
Accadueo 2016
Bologna, Italia
Organizzato da BolognaFiere
http://www.accadueo.com
18 ottobre
Innovazione, efficienza, sostenibilita’ dalla White Evolution
alla città intelligente
Roma, Italia
Organizzato da Enea
[email protected]]
19–21 ottobre
Essere in regola per essere un passo avanti
Bologna, Italia
Organizzato da Eso
http://news.eso.it
20 ottobre
18-20 ottobre
IEC 61850 Europe 2016
Amsterdam, Olanda
Organizzato da Phoenix Forums
http://www.iec61850-europe.com
20 ottobre
La riforma delle tariffe della distribuzione elettrica: nuove
opportunità (con qualche rischio)
Verona, Italia
Organizzato da AEEGSI, ENEA e Assorinnovabili
http://www.assorinnovabili.it
19 ottobre
Efficienza energetica- opportunità, normative e tecnologiche:
esperienze a confronto
Arese (MI), Italia
http://www.spsitalia.it/
19 ottobre
Le utility per la crescita sostenibile: responsabilità sociale di
impresa e nuovi obiettivi di sostenibilità
Roma, Italia
Organizzato da Utilitalia
http://www.utilitalia.it
19-20 ottobre
mcTER Cogenerazione e Contabilizzazione Calore
Verona, Italia
Organizzato Eiomfiere
http://www.mcter.com
19–20 ottobre
Verso un piano nazionale di monitoraggio della biodiversità
Roma, Italia
Organizzato da Mattm, ISPRA, Regioni e Province autonome
http://www.isprambiente.gov.it
19–20 ottobre
Home & Building – Mostra convegno domotica e Building
technologies
Verona, Italia
Organizzato da Home & Building
http://www.expohb.eu
20 ottobre
Energie senza bugie. Inquinamento e cambio climatico: la
verità
Torino, Italia
Organizzato da Assorinnovabili
http://www.assorinnovabili.it/
20 ottobre
Efficienza energetica per una Smart Land. Tra evoluzione
delle imprese e qualità del territorio
Mogliano Veneto, italia
Organizzato da IE industriaenergia
http://www.industriaenergia.it
20 ottobre
Bioprodotti e Bioenergia da Biomassa. Efficienza energetica
e sostenibilità
Ambientale (master)
Milano, Italia
Organizzato da Istituto di Biologia e Biotecnologia Agraria (IBBA)
del CNR
http://www.master-bioenergia.org/
21-23 ottobre
2016 International Conference on Power and Renewable
Energy (ICPRE 2016)
Shanghai, Cina
Organizzato da IACSIT
http://www.icpre.org/
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APPUNTAMENTI
APPUNTAMENTI
25 ottobre
Ecoincentriamoci
Roma, Italia
Organizzato da Econews
http://www.econewsweb.it/ecoincentriamoci/#
25 ottobre
Terza Conferenza Nazionale Cyber Security Energia
Roma, Italia
Organizzato da Energia Media
http://www.industriaenergia.it/3a-conferenza-cyber-securityenergia-roma-25-ottobre-2016
3-6 novembre
Agricoltura, Cibo e Clima Accelerare la conversione
ecologica
Città di Castello (PG), Italia
Organizzato da Fiera delle utopie concrete
http://www.ecodallecitta.it/
4 novembre
Smarter solutions for tomorrow
Milano, Italia
Organizzato da Ternienergia
26 ottobre
L’Energia per la ripresa
Roma, Italia
Ore 14.30 - 17.00
Sala Capranichetta, Piazza di Monte Citorio n. 131
Organizzato da Area Popolare
4-6 novembre
International Conference on Sustainable Energy Engineering
(ICSEE 2016)
Perth, Australia
Organizzato da ICSEE Committees
http://www.icsee.org/
26 ottobre
SolarPower & Storage Europe
Monaco, Germania
Organizzato da Ibesa e Solar Power Europe
http://www.solarpowereurope.org
8-11 novembre
Ecomondo 2016
Rimini, Italia
Organizzato da RiminiFiera
http://www.ecomondo.com/
Dal 26 ottobre
Efficienza energetica, green management e sostenibilità
ambientale (master)
Roma, Italia
Organizzato da 24Ore Business School
http://www.bs.ilsole24ore.com
8-9 novembre
Stati Generali della Green economy
Rimini, Italia
Organizzato da Assorinnovabili
http://www.assorinnovabili.it/
26-28 ottobre
Local Renewables Conference 2016
Friburgo & Basilea, Germania & Svizzera
Organizzato da ICLEI
http://www.local-renewables-conference.org/
27 ottobre
Energy Break 4.0. La nuova energia si prende la scena
San Giovanni in Persiceto(Bo) Italia
Organizzato da Energy intelligence
27-28 ottobre
16^ Conferenza nazionale sul Mobility Management e la
Mobilità Sostenibile
Prato (Fi), Italia
Organizzato da Euromobility
http://www.mobydixit.it
3-4 novembre
7th Annual Battery Safety 2016
Bethesda, MD, Usa
Organizzato da Cambridge Innovation Instiute
http://www.knowledgefoundation.com
8-11 novembre
Key Wind 2016
Rimini, Italia
http://www.keyenergy.it
8-11 novembre
Key Energy 2016
Rimini, Italia
www.keyenergy.it
10 novembre
The Energy Summit 2016
Londra, Regno Unito
Organizzato da The Economist Events.
http://www.economist.com/events-conferences/emea
10 novembre
La via italiana alla smart city
Rimini Fiera, Italia
Organizzato da MIT
http://www.startmag.it/
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APPUNTAMENTI
APPUNTAMENTI
APPUNTAMENTI
10 novembre
Il gas naturale per un futuro sostenibile. Un’opportunità per i
trasporti italiani
Roma, Italia
Organizzato da ANIGAS e I-Com
http://www.i-com.it
14-17 novembre
6th International Symposium on Energy from Biomass and
Waste
Venezia, Italia
Organizzato da Iwwg
http://www.venicesymposium.it/
15 novembre
Efficienza energetica, rinnovabili e mobilità elettrica:
una agenda per il 2017
Roma, Italia
Organizzato da GdL Finanza di Kyoto Club
www.kyotoclub.org/
21-22 novembre
VIII Conferenza Nazionale sull’Efficienza Energetica
Roma, Italia
http://www.amicidellaterra.it
22-23 novembre
The 10th Annual International Tidal Energy Summit
Londra, Regno Unito
Organizzato da Soskin
http://go.evvnt.com
30 novembre – 2 dicembre
Energy Symposium on Current and Future Challenges to
Energy Security
Milano, Italia
Organizzato da AIEE
http://www.aieeconference2016milano.eu
15-18 novembre
6th International Conference on Power and Energy Systems
Parigi, Francia
Organizzato da ICPES
http://www.icpes.org/
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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.
Società soggetta all’attività di direzione e coordinamento del Gestore dei Servizi Energetici – GSE 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
COPYRIGHT
Tutti i dati e le informazioni forniti dal Gestore dei Mercati Energetici S.p.A (GME) (di seguito: Contenuto) sono di esclusiva
proprietà del GME stesso ovvero da quest’ultimo detenuti in licenza e, in quanto tali, sono protetti dalle norme nazionali e dalle
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Il GME si riserva la facoltà di modificare in qualsiasi momento ed a propria discrezione il Contenuto, senza obbligo di preavviso.
I marchi Gestore Mercati Energetici, GME e PUN INDEX GME sono di proprietà del GME. Il marchio GSE è di proprietà del
Gestore dei Servizi Energetici — GSE S.p.A.. Il marchio AU è di proprietà dell’Acquirente Unico S.p.A.. Il marchio EuroPEX
Association of European Power Exchanges è di proprietà di Europex. I marchi sopra elencati, al pari di tutti gli eventuali
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per problemi tecnici o cause esterne al controllo del GME.
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