MERcATI ENERgETIcI EUROPA

Transcript

I L N O T I Z I A R I O D E L L A B O R S A I TA L I A N A D E L L ' E N E R G I A │ u n p r o g e t t o d e l G M E i n c o l l a b o r a z i o n e c o n i l G r u p p o A d n k r o n o s
NEWSLETTER del
n.
70
APRILE '14
approfondimenti
Shale gas in Europa: prospettive
di Agata Gugliotta e Chiara Proietti Silvestri - RIE
Un ampio potenziale
Lo sfruttamento dello shale gas negli Stati Uniti, contribuendo a
cambiare radicalmente il quadro energetico di questo paese, ha
alimentato ambizioni sulla possibilità di esportare tale modello
fuori dai confini nazionali. Anche in Europa è in corso un acceso
dibattito sulle potenziali opportunità di questo idrocarburo non
convenzionale e sul difficile futuro di un’industria ancora ad un
primissimo stadio iniziale.
Diversi sono i fattori che spiegano il perché della non facile
replicabilità del modello americano di sviluppo in Europa,
meglio analizzati nel prosieguo dell’articolo; tra questi, tuttavia,
non sembra farvi parte l’ammontare delle risorse, considerato
potenzialmente ampio e paragonabile a quello stimato per gli
Stati Uniti.
Secondo i dati rilasciati dal Dipartimento per l’Energia
statunitense1 (EIA DOE), l’Unione Europea (UE) può contare
complessivamente su circa 13.000 miliardi di metri cubi (mld
mc) di risorse di shale gas tecnicamente recuperabili, circa
il 6,5% delle risorse complessive a livello mondiale, non di
molto inferiori rispetto ai circa 16.000 mld mc degli Stati Uniti.
Se a queste si aggiunge il potenziale dell’Ucraina, presa a
riferimento non solo per la portata delle sue risorse (terze in
ordine di grandezza) ma anche per la sua rilevanza energetica
quale principale paese di transito del gas russo in Europa e per
i risvolti economici e geopolitici che la crisi in corso potrebbe
determinare, l’ammontare di risorse “europee” arriva a sfiorare
i 17.000 mld mc, superando quindi quelle statunitensi.
Come mostra la figura 1, la distribuzione geografica delle
risorse è concentrata in Francia, Polonia e Ucraina, che
detengono cumulativamente quasi il 70% del totale; segue la
Romania con l’8,5%, mentre il restante 22% è localizzato in
Danimarca, Regno Unito, Paesi Bassi, Bulgaria, Germania,
Svezia e Spagna.
Fig. 1 Distribuzione geografica delle risorse tecnicamente recuperabili in Europa
Bulgaria
Danimarca
Ucraina
Regno Unito
Francia
Svezia
Spagna
Germania
Romania
Polonia
Paesi Bassi
Fonte: elaborazioni RIE su dati EIA DOE 2013
in questo numero
■ REPORT/ MARZO 2014
■ APPROFONDIMENTI
Mercato elettrico Italia
pag 2
Mercato gas Italia
pag 10
Mercati energetici Europa
pag 14
Mercati per l'ambiente
pag 18
Shale Gas in Europa: prospettive
di Agata Gugliotta e Chiara Proietti
Silvestri - RIE
pagina 28
■ NOVITA' NORMATIVE
pagina 35
continua a pagina 28
■ APPUNTAMENTI
pagina 38
Gli esiti del mercato elettrico
A cura del GME
■
A marzo, con la domanda elettrica ancora molto debole, gli
scambi nel Mercato del Giorno Prima registrano l’ennesima
flessione su base annua (-4,6%). In controtendenza al
solito gli impianti a fonte rinnovabile le cui vendite, in deciso
aumento tendenziale (+14,4%), raggiungono il 43,6%
del totale venduto su MGP; le importazioni, anch’esse in
aumento, si confermano su alti livelli. La liquidità del mercato,
sostanzialmente stabile da agosto 2013, cede oltre 11 punti
percentuali su base annua attestandosi a 65,8%. In tale
scenario prosegue e si rafforza la discesa del prezzo di acquisto
dell’energia nella borsa elettrica (PUN), che precipita ai minimi
da giugno 2004: il PUN baseload scende infatti a 46,73 €/
MWh, mentre nelle ore di picco, con 56,71 €/MWh, il PUN
aggiorna il minimo storico per il secondo mese consecutivo. Nel
Mercato a Termine dell’energia elettrica, i prezzi dei prodotti in
negoziazione evidenziano un generale ribasso, con l’Annuale
2015 baseload scambiato a 53,20 €/MWh.
MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP)
Il prezzo medio di acquisto (PUN), alla terza flessione
congiunturale del 2014 (-4,61 €/MWh; -9,0% su febbraio), si
è portato a 46,73 €/MWh, minimo da giugno 2004. Rispetto
a marzo 2013 il calo è stato di 17,24 €/MWh, pari, in termini
percentuali al -27,0%. L’analisi per gruppi di ore rivela che
il prezzo nelle ore di picco aggiorna, per il secondo mese
consecutivo, il minimo storico a quota 56,71 €/MWh, con un
calo su base annua di 16,35 €/MWh (-22,4%). Ancora in netta
flessione il prezzo nelle ore fuori picco, pari a 41,61 €/MWh
(-17,70 €/MWh; -29,8%), ai minimi da luglio 2005. Il rapporto
picco/baseload, pertanto, si conferma sui livelli più alti degli
ultimi due anni a 1,21 (Grafico 1 e Tabella 1).
Tabella 1: MGP, dati di sintesi
Fonte: GME
Prezzo medio di acquisto
2014
2013
€/MWh
€/MWh
Volumi medi orari
Variazione
€/MWh
Borsa
%
MWh
Liquidità
Sistema Italia
Var.
MWh
Var.
2014
2013
Baseload
46,73
63,98
-17,24
-27,0%
21.433
-18,7%
32.559
-4,6%
65,8%
77,3%
Picco
56,71
73,06
-16,35
-22,4%
25.821
-20,7%
39.282
-6,8%
65,7%
77,3%
Fuori picco
41,61
59,31
-17,70
-29,8%
19.181
-17,2%
29.108
-3,0%
65,9%
77,2%
Minimo orario
Massimo orario
2,23
149,43
30,08
140,06
54,8%
81,7%
70,6%
81,9%
13.010
29.354
21.158
43.773
Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN)
€/MWh
Fonte: GME
Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx)
70
65
66,86
64,49
62,97
63,98
59,27
50
45
€/MWh
2013
69,28
65,01
64,72
64,37
61,03
60
55
2014
54,89
100
80
61,73
60
56,24
40
20
51,34
46,73
-5,22
-11,63
-17,24
gen
feb
mar
0
40
-20
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
N E W SL E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 4 │ N U M E R O 7 0 │ P A G I N A 2
nov
dic
REPORT │ MARZO 2014
mercato elettrico italia
(continua)
I prezzi medi di vendita, ovunque in netta flessione sia
congiunturale che tendenziale, si portano ai minimi storici in
Sardegna e nelle zone continentali, ad eccezione del Nord. Il
Sud, con 38,63 €/MWh, si conferma dunque la zona dal prezzo
più basso e la Sicilia, con 66,10 €/MWh (minimo da maggio
2007), quella dal prezzo più alto. Nelle altre zone il prezzo di
vendita è variato tra 44,93 €/MWh di Centro Sud e Sardegna
(separate per una sola ora nell’intero mese) e 47,00 €/MWh del
Nord (valore più basso da giugno 2005) (Grafico 2).
Grafico 2: MGP, prezzi di vendita
Nord
€/MWh
Centro Nord
Fonte: GME
Centro Sud
Sud
Sicilia
Sardegna
115
105
95
85
75
65
55
45
35
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
2013
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
mar
I volumi di energia
elettrica scambiati nel Sistema Italia, in 2013
calo
2012
tendenziale, con rare eccezioni, da oltre tre anni, sono scesi
a 24,2 milioni di MWh (-4,6%). Ancora in netta contrazione,
rispetto ai livelli record della prima metà del 2013, l’energia
scambiata nella borsa elettrica, pari a 15,9 milioni di MWh
(-18,7%). Non si interrompe, invece, la crescita degli scambi
Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica
MWh
Borsa
MWh
Variazione
Variazione
Struttura
15.924.945
15.924.945 65,8%
-18,7%
-18,7%
Operatori
7.642.340
-35,8%
7.642.340 31,6%
-35,8%
GSE
GSE
4.619.359
Zone estere
Zone estere
3.663.246
Saldo programmi PCE Saldo programmi PCE
PCE (incluso MTE)PCE (incluso MTE)
8.266.204
Zone estere
Zone estere
Zone nazionali
Zone nazionali 7.052.498
1.213.706
Saldo programmi PCE Saldo programmi PCE
apr
over the counter registrati sulla PCE e nominati su MGP, che
con un aumento del 43,4%, si sono attestati a 8,3 milioni di
MWh (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato, cede dunque
11,5 punti percentuali su marzo 2013, benché ne guadagni
1,6 rispetto a febbraio, attestandosi a 65,8%, massimo da
agosto 2013 (Grafico 3).
Fonte: GME
Operatori
Borsa
mar
2014
Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica
Struttura
MWh
Variazione
Struttura
Struttura
15.924.945
15.924.945 65,8%
-18,7%
-18,7%
65,8%
31,6%
Acquirente Unico Acquirente Unico 2.408.891
2.408.891 10,0%-5,7%
-5,7%
10,0%
4.619.359 19,1%+9,5%
+9,5%
19,1%
Altri operatori
Altri operatori
7.580.610 31,3%-8,1%
-8,1%
31,3%
3.663.246 15,1%+5,9%
+5,9%
15,1%
Pompaggi
Pompaggi
0,0%estere
Zone
Zone estere
-
-
0,0%
-
8.266.204 34,2%
+43,4%
+43,4%
1.213.706
+2,4%
5,0%+2,4%
+54,0%
7.052.498 29,2%
+54,0%
-
65,8%
Borsa
Borsa
MWh
Variazione
Fonte: GME
7.580.610
7.729
-2,7%7.729
0,0%-2,7%
219.668
219.668
-71,1%
-71,1%
0,9%
0,9%
Saldo programmi PCE
Saldo programmi PCE
5.708.047
-28,8%
5.708.047 23,6%
-28,8%
23,6%
34,2%
PCE
(incluso MTE)PCE (incluso MTE)8.266.204
8.266.204 34,2%
+43,4%
+43,4%
34,2%
5,0%estere
Zone
Zone estere
-72,4%
0,0%
0,0%
29,2%
Zone nazionali AU Zone nazionali AU 3.199.360
-16,8%
3.199.360 13,2%
-16,8%
13,2%
nazionali altri
operatori
Zone nazionali altri Zone
operatori
10.768.792
10.768.792 44,5%+8,6%
+8,6%
44,5%
Saldo programmi -5.708.047
PCE
Saldo programmi PCE
-5.708.047
6.100
-72,4%6.100
0,0%
VOLUMI VENDUTIVOLUMI VENDUTI
24.191.149
24.191.149
-4,6%
100,0%-4,6%
VOLUMI ACQUISTATI
100,0%
VOLUMI ACQUISTATI
24.191.149
24.191.149
-4,6%
100,0%-4,6%
VOLUMI NON 21.854.747
VENDUTI
VOLUMI NON VENDUTI
21.854.747
-1,6%
-1,6%
VOLUMI NON ACQUISTATI
VOLUMI NON ACQUISTATI
3.599.345
3.599.345
+16,5%
+16,5%
OFFERTA TOTALEOFFERTA TOTALE
46.045.897
46.045.897
-3,2%
-3,2%
DOMANDA TOTALE
DOMANDA TOTALE
27.790.495
27.790.495
-2,3%
-2,3%
100,0%
(continua)
Grafico 3: MGP, liquidità
Fonte: GME
81%
79%
77%
75%
77,3%
75,1%
78,1%
79,6%
2014
2013
77,9%
76,0%
74,6%
73%
71%
69%
67%
65,6%
65%
63%
61%
63,6%
65,8%
63,0%
63,0%
64,2%
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
Gli acquisti nazionali, ininterrottamente in calo tendenziale
da settembre 2012, a marzo, sono scesi a 24,0 milioni di
MWh (-2,5%). A livello zonale, più contenuto il calo nel
Nord (-0,7%), in controtendenza il solo Sud (+5,9%). In
flessione anche gli acquisti sulle zone estere, pari a 226
mila MWh (-71,2%) (Tabella 4).
Le vendite di energia elettrica delle unità di produzione
ago
set
63,8%
63,3%
ott
nov
dic
nazionale, con una riduzione del 6,7% su base annua,
scendono a 19,3 milioni di MWh, secondo valore più
basso di sempre in media oraria. A livello zonale, ribassi in
doppia cifra al Nord ed in Sicilia; pressoché stabili, invece,
le vendite al Sud (+0,1%), in controtendenza ancora la
Sardegna (+10,8%). Tornano a crescere, dopo sei mesi, le
importazioni, pari a 4,9 milioni di MWh (+5,0%) (Tabella 4).
Tabella 4: MGP, volumi zonali
Fonte: GME
Offerte
Totale
Media oraria
Vendite
Acquisti
MWh
Var
Totale
Nord
19.625.104
26.413
Var
-1,0%
Totale
8.572.636
Media oraria
11.538
-10,0%
13.578.187
Media oraria
18.275
Var
Centro Nord
3.346.136
4.504
+20,9%
1.612.529
2.170
-8,0%
2.226.516
2.997
-7,8%
Centro Sud
6.422.701
8.644
-12,1%
2.667.958
3.591
-7,9%
3.471.019
4.672
-6,6%
+5,9%
-0,7%
Sud
7.098.919
9.554
-8,4%
4.116.344
5.540
+0,1%
2.172.264
2.924
Sicilia
3.056.465
4.114
-2,7%
1.401.365
1.886
-10,8%
1.496.134
2.014
-9,6%
Sardegna
1.430.813
1.926
+9,2%
943.365
1.270
+10,8%
1.021.261
1.375
-3,2%
Totale nazionale
40.980.137
55.155
-2,7%
19.314.197
25.995
-6,7%
23.965.382
32.255
-2,5%
Estero
5.065.760
6.818
-7,4%
4.876.953
6.564
+5,0%
225.768
304
-71,2%
Sistema Italia
46.045.897
61.973
-3,2%
24.191.149
32.559
-4,6%
24.191.149
32.559
-4,6%
Le vendite da impianti a fonte rinnovabile registrano
l’ennesimo incremento su base annua (+14,4%),
attestandosi ai massimi degli ultimi otto mesi, mentre si
riducono quelle da impianti a fonte tradizionale (-18,9%) ed
in particolare le vendite da impianti a gas (-29,9%) (Tabella
5). Pertanto, la quota delle fonti rinnovabili sale al 43,6%
(35,5% a marzo 2013), sostenuta soprattutto dalla fonte
idraulica (+4,9 p.p.) e solare (+4,5 p.p.), e supera quella
degli impianti a gas ferma al 30,2% (40,2% un anno fa)
(Grafico 4).
(continua)
Tabella 5: MGP, vendite per fonte: media oraria
MWh
Fonti tradizionali
Gas
Carbone
Altre
Fonti rinnovabili
Idraulica
Geotermica
Nord
MWh
Sud
MWh
Var
Sicilia
Var
Sardegna
Var
MWh
Sistema Italia
Var
MWh
-34,5%
582
-28,2%
2.150
-8,8%
3.473
+3,1%
1.266
-8,9%
940
+31,7%
14.342
- 18,9%
-41,7%
501
-27,7%
307
-57,7%
1.533
-14,2%
1.158
-7,0%
565
+121,1%
7.852
- 29,9%
957
-29,5%
-
-100,0%
1.600
+13,1%
-
367
-15,3%
2.925
- 10,0%
1.186
-0,9%
81
+9,6%
243
+11,7%
1.940
+22,7%
108
-24,9%
7
-70,1%
3.566
+10,2%
5.360
+49,5%
1.587
+2,4%
1.375
-5,9%
2.067
-4,7%
621
-14,5%
327
-21,4%
11.337
+14,4%
3.490
+50,5%
502
-15,0%
635
+2,3%
354
-16,6%
62
+4,5%
77
-34,9%
5.120
+23,9%
622
+4,0%
-
0
-100,0%
-8,9%
21
+41,1%
355
-29,3%
1.032
-17,3%
1.862
+48,1%
443
+27,6%
384
+13,8%
681
+37,6%
245
+42,6%
1
-
66
-17,8%
-
11.538
-10,0%
-8,0%
3.591
-7,9%
-
9
Totale
Centro Sud
Var
MWh
3.789
Eolica
Solare e altre
Centro Nord
Var
MWh
Var
5.932
-
Pompaggio
Fonte: GME
2.170
-
Grafico 4:4:MGP,
Struttura
delle vendite
Sistema Italia
Grafico
MGP,
struttura
delle vendite
Sistema Italia
Pompaggio
1,2%
Altre
tradizionali
13,7%
-
-
-
5.540
Fonte: GME
+0,1%
-
-
-
-
622
+3,9%
-29,3%
1.960
- 22,4%
-
376
-26,8%
167
182
+19,5%
84
+33,8%
3.636
+37,1%
3
- 82,7%
315
+17,6%
+10,8%
25.995
- 6,7%
1.886
-
1.270
-10,8%
Grafico 5: MGP, quota rinnovabili
Fonte: GME
Geotermica
2,4%
(2,1%)
(1,0%)
(11,6%)
Idraulica
19,7%
Carbone
11,3%
(11,7%)
Gas
30,2%
(14,8%)
Fonti
rinnovabili
43,6%
(35,5%)
Eolica
7,5%
(9,1%)
Solare e
altre
14,0%
(9,5%)
(40,2%)
Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente
Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente
MARKET COUPLING ITALIA – SLOVENIA
A marzo il market coupling Italia-Slovenia ha allocato,
mediamente ogni ora, una capacità di 555 MWh (531 MWh
nello stesso mese del 2013). Il flusso di energia è stato
per il 98,4% delle ore in import (il 100% un anno fa). Più
che dimezzato il delta prezzo tra la zona Nord di IPEX e la
3
borsa slovena BSP, pari a 13,29 €/MWh,
mentre la rendita
generata, pari a 5,87 milioni di €, si è ridotta del 40,1%
(Tabella 6).
La capacità disponibile in import (NTC) è aumentata del
5,7% rispetto a marzo 2013. Il 95,1% della capacità è stata
allocata tramite il meccanismo del market coupling (96,6%
nel 2013). Non è stata allocata capacità attraverso asta
esplicita, pertanto il 4,9% non è stata utilizzata (1,6% un
anno fa) (Grafico 7).
Tabella 6: Esiti del Market Coupling
Nord
€/MWh
Prezzo medio
BSP
Delta
€/MWh
€/MWh
Fonte: GME
Rendita
milioni di €
Limite*
MWh
Flusso*
MWh
Import
Frequenza
% ore
Saturazioni
% ore
Limite*
MWh
Flusso*
MWh
Export
Frequenza
% ore
Saturazioni
% ore
47,00
33,71
13,29
5,87
581
561
98,4%
88,4%
669
169
1,6%
-
(65,65)
(38,52)
(27,13)
(9,80)
(531)
(531)
(100,0%)
(99,9%)
(169)
(-)
(-)
(-)
Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente
*Valori medi orari
(continua)
Grafico 6: Delta prezzi: frequenza ore
0%
10%
20%
30%
40%
Mar 2014
50%
Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia
60%
70%
80%
90%
88,3%
Mar 2013
11,7%
99,9%
Pz Nord> Pz BSP
100%
0,1%
Pz Nord< Pz BSP
0,00
TWh
0,09
0,18
Mar 2014
95,1%
Mar 2013
96,6%
0,36
0,45
0,0%
1,7%
Market Coupling
Pz Nord= Pz BSP
0,27
Asta esplicita (nominata)
4,9%
1,6%
non utilizzata
MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI)
Nel Mercato Infragiornaliero (MI) i prezzi di acquisto, con
flessioni tendenziali superiori al 20% in tutte le sessioni,
aggiornano, per il secondo mese consecutivo i minimi storici,
attestandosi tra 45,84 €/MWh di MI2 e 58,00 €/MWh di MI4. Va
tuttavia considerato che i prezzi di MI3 e di MI4 si riferiscono
ad un numero limitato di ore del giorno: le ultime 12 il primo e le
ultime 8 il secondo. Il confronto con il prezzo di acquisto su MGP
(PUN) nelle stesse ore evidenzia prezzi progressivamente più
bassi quanto più le sessioni di MI sono prossime alla consegna
fisica dell’energia (Tabella 7 e Grafico 8).
I volumi di energia scambiati nelle quattro sessioni del Mercato
Infragiornaliero sono stati 1,9 milioni di MWh. Gli scambi su
MI1, in flessione tendenziale da oltre un anno, si sono attestati
a 1 milione di MWh (-13,0%). Ancora in calo anche i volumi
scambiati nelle altre tre sessioni, con MI2 sceso a 550 mila
MWh (-12,4%), MI3 a 159 mila MWh (-16,9%) ed MI4 a 207
mila MWh (-9,8%) (Tabella 7 e Grafico 8).
Tabella 7: MI, dati di sintesi
Fonte: GME
Prezzo medio d'acquisto
€/MWh
Prezzi €/MWh
Volumi medi orari
MWh
2014
2013
variazione
2014
2013
MGP
46,73
63,98
-27,0%
32.559
34.120
-4,6%
MI1
46,34
62,40
(1-24 h)
(-0,8%)
(-2,5%)
-25,7%
1.360
1.563
-13,0%
MI2
45,84
63,49
(1-24 h)
(-1,9%)
(-0,8%)
-27,8%
740
844
-12,4%
MI3
50,08
67,16
(-5,4%)
(-4,7%)
-25,4%
427
514
-16,9%
-20,8%
862
955
-9,8%
(1-24 h)
(13-24 h)
MI4
(17-24 h)
58,00
73,26
(-6,1%)
(-5,7%)
2013
variazione
20132014
2014
63,98
63,98
62,40
63,49
67,16 67,16
73,2673,26
46,73
MGP
MGP
46,73
46,34
46,34
MI1
MI1
62,40
63,49
45,84
50,08
58,00 58,00
45,84
MI2
MI2
50,08 MI3
MI3
MI4
MI4
NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore).
Grafico 8: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria
Fonte: GME
MWh
4.200
MWh
4.200
75
3.600
3.600
70
3.000
3.000
65
2.400
2.400
1.800
1.800
1.200
1.200
600
600
€/MWh
80
MI1
MI2
MI3
MI4
60
58,00
55
50,08
46,34
45,84
50
45
Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set
2013
Ott Nov Dic Gen Feb Mar
2014
0
MI1
MI2
MI3
MI4
MI1
MI2
MI3
MI4
0
Mar Apr Mar
Mag Apr
Giu Mag
Lug Giu
Ago Lug
Set Ago
Ott Set
Nov Ott
DicNov
GenDic
FebGen
MarFeb Mar
2013
2014
2013
2014
N E W SL N
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G MDEE L│ GF M
EB
E B│R2A0 I1O4 │2 0N1U0M│E R
NO
U M7 E
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5 I│
N AP A6 G I N A 6
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
MWh
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO ex-ante (MSD ex-ante)
A marzo, gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di
dispacciamento ex-ante a salire, in crescita tendenziale da
oltre un anno, sono saliti a 834 mila MWh (+15,5%); alla
seconda flessione consecutiva, invece, le vendite di Terna sul
mercato a scendere, pari a 463 mila MWh (-10,8%), seppur
ai massimi degli ultimi nove mesi (Grafico 9).
Grafico 9: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
Fonte: GME
set
ott
nov
dic
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
gen
gen
feb
feb
mar
mar
apr
apr
mag
mag
giu
giu
lug
A scendere 2013
lug
ago
A salire 2013
MERCATO A TERMINE DELL’ENERGIA (MTE)
Nel Mercato a Termine dell’energia (MTE) si sono registrate 48
negoziazioni in cui si sono scambiati 281 contratti baseload,
pari a 1,6 milioni di MWh. Sulla piattaforma sono stati registrati
anche 466 contratti O.T.C., pari a 4,1 milioni di MWh, tutti
relativi al prodotto Anno 2015 Baseload. Le posizioni aperte
a fine mese ammontavano a 42,8 milioni di MWh, in aumento
del 5,6% rispetto al mese precedente.
ago
set
set
ott
A scendere 2014
ott
nov
nov
dic
dic
A salire 2014
I prezzi dei prodotti in negoziazione nel mese hanno
evidenziato un generale ribasso (Tabella 8 e Grafico 10).
Il prodotto Aprile 2014 ha chiuso il suo periodo di trading
con un prezzo di controllo pari a 46,00 €/MWh sul baseload
e 52,60 €/MWh sul peakload ed una posizione aperta pari
rispettivamente a 4.095 e 1.346 MW, per complessivi 3,3
milioni di MWh.
Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a marzo
Fonte: GME
PRODOTTI BASELOAD
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
Volumi OTC
MW
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
Aprile 2014
Maggio 2014
Giugno 2014
Luglio 2014
46,00
45,26
49,46
57,00
-6,7%
-9,8%
-3,6%
-
3
1
-
15
1
-
-
15
1
-
4.095
4.085
4.086
-
2.948.400
3.039.240
2.941.920
-
II Trimestre 2014
III Trimestre 2014
IV Trimestre 2014
I Trimestre 2015
II Trimestre 2015
47,73
57,00
56,70
56,99
50,37
-5,0%
+0,0%
-5,3%
-5,0%
-
13
-
110
-
-
110
-
4.085
3.995
3.995
-
8.921.640
8.820.960
8.824.955
-
Anno 2015
53,20
-3,7%
1.871
16.389.960
Totale
31
155
466
621
48
281
466
747
40.017.035
PRODOTTI PEAK LOAD
€/MWh
variazione
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
Volumi OTC
MW
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
Aprile 2014
Maggio 2014
Giugno 2014
Luglio 2014
52,60
52,51
57,01
62,58
-3,5%
-9,7%
-3,7%
-
-
-
-
-
1.346
1.346
1.346
-
355.344
355.344
339.192
-
II Trimestre 2014
III Trimestre 2014
IV Trimestre 2014
I Trimestre 2015
54,96
61,05
70,78
68,15
-4,0%
+0,0%
+0,0%
-5,0%
-
-
-
-
1.346
1.351
1.346
-
1.049.880
1.069.992
1.066.032
-
II Trimestre 2015
57,37
-
-
-
-
-
-
-
Anno 2015
60,08
-2,7%
-
-
-
-
-
-
-
-
2.830.560
747
42.847.595
Totale
TOTALE
-
48
281
466
-
* Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo valore del mese precedente;
** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading
N E W SLNEETW
T SL
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D E L│ GFMEEB B│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
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7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A7G I N A 7
Grafico 10: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte
Fonte: GME
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE)
Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni
registrate con consegna/ritiro dell’energia a marzo 2014, sono
state pari a 32,1 milioni di MWh, massimo degli ultimi otto mesi,
in crescita tendenziale dell’1,7%. Le transazioni derivanti da
contratti bilaterali, pari a 28,8 milioni di MWh, sono aumentate
del 4,5%, sostenute principalmente dai contratti non standard
(+7,6%). In controtendenza ancora i soli contratti Baseload
(-5,0%). In calo le transazioni derivanti da negoziazioni concluse
su MTE, pari a 3,3 milioni di MWh (-17,7%) (Tabella 9).
La posizione netta in esito alle transazioni registrate sulla PCE,
con un aumento dell’1,8%, è salita a 17,5 milioni di MWh, valore
più alto da agosto 2013.
Il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e
posizione netta, dopo l’impennata di febbraio, è ritornato al livello
di gennaio, pari a 1,83, appena un centesimo sotto marzo 2013
(Grafico 11).
Nei conti in immissione, i programmi registrati hanno segnato,
per il quarto mese consecutivo, un netto rialzo su base annua
(+43,4%), attestandosi a 8,3 milioni di MWh; lo sbilanciamento
a programma sugli stessi conti si è invece ridotto del 19,2%,
portandosi a 9,3 milioni di MWh, massimo tuttavia degli ultimi otto
mesi. Nei conti in prelievo, in aumento sia i programmi registrati,
pari a 14,0 milioni di MWh (+1,4%), che il relativo sbilanciamento
a programma, pari a 3,6 milioni di MWh (+3,3%).
Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a marzo e programmi
Fonte: GME
TRANSAZIONI REGISTRATE
MWh
Baseload
7.982.483
Variazione
Struttura
- 5,0%
24,8%
PROGRAMMI
Immissione
Variazione Struttura
MWh
Richiesti
-4,7%
100,0%
Struttura
100,0%
Off Peak
630.572
+8,5%
2,0%
3.471.674
-37,1%
33,6%
-
-
-
Peak
797.925
+43,9%
2,5%
Rifiutati
2.057.839
-59,4%
19,9%
-
-100,0%
-
-
0,0%
di cui con indicazione di prezzo
2.026.727
-59,9%
19,6%
-
-
-
9.412.181
- 1,3%
29,3%
19.423.957
+7,6%
60,4%
+1,4%
100,0%
-
-
Week-end
Totale Standard
Totale Non standard
PCE bilaterali
MTE
1.200
28.836.137
+4,5%
89,7%
3.311.257
- 17,7%
10,3%
TOTALE PCE
32.147.394
+1,7%
100,0%
POSIZIONE NETTA
17.530.280
+1,8%
54,5%
10.324.043
Prelievo
Variazione
+1,4%
13.974.252
MWh
Registrati
Sbilanciamenti a programma
Saldo programmi
8.266.204
+43,4%
80,1%
1.444.947
+217,0%
14,0%
9.264.076
-19,2%
3.556.028
3,3%
-
5.708.047
-28,8%
-
13.974.252
-
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0 1U0M │
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7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A8G I N A 8
Grafico 11: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria
Contratti
MWh
48.000
1,95
42.000
1,91
36.000
30.000
Fonte: GME
1,84
1,91
Turnover
1,96
1,99
1,96
1,95
1,90
1,88
1,85
1,91
1,89
1,87
1,83
1,83
24.000
1,83
1,83
18.000
1,79
12.000
1,75
6.000
1,71
0
Mar
Apr
Mag
Giu
Lug
Ago
2013
Set
Ott
Nov
Dic
Gen
Feb
Mar
2014
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G MDEE L│ GF M
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N AP A9 G I N A 9
1,67
Gli andamenti del mercato italiano del gas
A cura del GME
■ Nell’ultimo mese del semestre invernale non pare arrestarsi
il crollo della domanda complessiva di gas. A marzo, i consumi
complessivi di gas naturale segnano infatti una diminuzione su
base annua del 23,7% determinata oltre che dal drammatico
calo dei consumi del settore termoelettrico (-32,6%) duramente colpiti dalla fase recessiva e spiazzati dalla
concorrenza delle rinnovabili - anche dai ridotti consumi civili
(-24,9%) che hanno risentito delle miti temperature di marzo.
Sul lato offerta, in calo sia la produzione nazionale (-8,5%),
che le importazioni di gas naturale (-17,2%). Le erogazioni
IL CONTESTO
I consumi di gas naturale in Italia sono stati 6.026 milioni di mc,
in calo del 23,7% su base annua ed ai minimi storici per il mese
di marzo. I consumi del settore termoelettrico, che scontano
l'effetto della fase recessiva e della concorrenza delle rinnovabili,
scendono a 1.276 milioni di mc, con una riduzione del 32,6%,
tra le più alte mai registrate. Anche i consumi del settore civile,
su cui hanno influito le miti temperature di marzo, subiscono un
significativo arretramento (-24,9%) e si portano a 3.436 milioni di
mc. Stabili, invece, i consumi del settore industriale pari a 1.200
milioni di mc, livello più alto degli ultimi ventiquattro mesi. Quasi
dimezzate le esportazioni, pari a 114 milioni di mc (-49,8%).
Dal lato offerta, calano sia la produzione nazionale, pari a
588 milioni di mc (-8,5%), livello tra i più bassi di sempre in
di gas naturale dagli stoccaggi sono drasticamente diminuite
(-44,1%) favorendo un aumento delle giacenze a fine mese
più che raddoppiate rispetto ad un anno fa (+118,1%).
Nei mercati regolati gestiti dal GME si sono complessivamente
scambiati 4,6 milioni di MWh (pari al 7,2% della domanda
complessiva di gas naturale), tutti sulla Piattaforma di
Bilanciamento comparto G+1, ad un prezzo di 23,99 €/MWh,
in linea con le quotazioni al PSV, che aggiorna per il secondo
mese consecutivo il minimo storico.
media giornaliera, che le importazioni di gas naturale, pari a
4.452 milioni di mc (-17,2%). Tra i punti di entrata la riduzione
ha interessato le importazioni da Mazara (-66,1%) ed il
rigassificatore di Cavarzere (-54,2%); ancora a regime ridotto il
rigassificatore di Panigaglia. In aumento invece le importazioni
di gas russo da Tarvisio, pari a 2.752 milioni di mc (+5,8%), del
nord Europa da Passo Gries (+99,6%) e infine del gas libico da
Gela (+19,9%).
Dai sistemi di stoccaggio sono stati erogati 1.053 milioni di mc
di gas naturale, in calo del 44,1% rispetto ad un anno fa, mentre
ne sono stati iniettati 67 milioni di mc (solo 7 milioni di mc a
marzo 2013).
Figura 1: Bilancio gas trasportato
Fonte: dati SRG
Ml di mc
Importazioni
TWh
var. tend.
4.452
47,1
-17,2%
557
2.752
386
527
1
229
-
5,9
29,1
4,1
5,6
0,0
2,4
-
-66,1%
+5,8%
+99,6%
+19,9%
-54,2%
-
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
588
6,2
-8,5%
1.053
11,1
-44,1%
6.093
64,5
-22,9%
5.912
1.200
1.276
3.436
62,6
12,7
13,5
36,4
-22,9%
+0,1%
-32,6%
-24,9%
114
1,2
-49,8%
6.026
63,8
-23,7%
67
1
+888,5%
6.093
64,5
-22,9%
TOTALE
IMMESSO
TOTALE
IMMESSO
Erogazioni da
Erogazioni
da
stoccaggi
stoccaggi
17,3%
17,3%
Importazioni
65,1%
Produzione
Produzione
Nazionale
Nazionale
9,7%
9,7%
Esportazioni, reti
di terzi e
consumi di
sistema*
1,9%
Esportazioni, reti
di terzi e
Iniezioni negli
consumi
di
stoccaggi
sistema*
Iniezioni
negli
1,1%
1,9%
Importazioni
65,1%
TOTALE PRELEVATO
TOTALE PRELEVATO
Riconsegne
rete Snam
97,0%
97,0%
stoccaggi
1,1%
* comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato
N E W SLNEETW
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20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
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7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G0 I N A 1 0
Reti di
distribuzione
Reti di
56,4%
distribuzione
56,4%
Termoelettrico
20,9%
Termoelettrico
Industriale
19,7%
20,9%
Industriale
19,7%
mercato gas italia
(continua)
Nell’ultimo giorno del mese la giacenza di gas naturale
negli stoccaggi ammontava a 3.121 milioni di mc, più che
raddoppiata rispetto allo stesso giorno del 2013, livello tra i
più alti per il mese di marzo, ultimo del semestre invernale.
In aumento anche il rapporto giacenza/spazio conferito salito
a 30,4% (12,7% nel 2013).
La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale
(PSV), in calo di 4,45 €/MWh (-15,6%) su base annua, è
scesa a 24,13 €/MWh, ai minimi da luglio 2010.
Figura 2: Stoccaggio
Fonte: dati SRG, Stogit-Edison
Stoccaggio
Giacenza (al 31/03/2014)
3.121
+118,1%
Erogazione (flusso out)
1.053
-44,1%
67
+888,5%
985
-47,5%
Iniezione (flusso in)
Flusso netto
Spazio conferito
10.273
Giacenza/Spazio conferito
ML di mc
12.000
-9,0%
30,4%
Giacenze fine mese
Iniezioni
MLML
di di
mcmc
2.000
2.000
1.500
1.500
1.000
1.000
500
500
00
-500
-500
-1.000
-1.000
-1.500
-1.500
-2.000
-2.000
-2.500
-2.500
variazione
tendenziale
Ml di mc
2012/13
A.T.A.T.
2012/13
Erogazione
Spazio conferito
12,00
8,00
4.000
4,00
0
0,00
-4.000
-4,00
apr mag
giu
lug
A.T. 2012/13
ago
set
ott
nov
dic
gen
A. T. 2013/14
Iniezione
Iniezione
marapraprmag
maggiugiu luglugagoagoset setott ottnovnovdic dicgen gen
mar
feb feb
mar mar
+17,7 p.p.
8.000
mar
Stoccaggi
Erogazione Stoccaggi
Erogazione
feb
mar
T. 2013/14
A. T.A.2013/14
MLML
di di
mcmc
Flusso
netto
Flusso
netto
2.000
2.000
1.500
1.500
1.000
1.000
500
500
0 0
-500
-500
-1.000
-1.000
-1.500
-1.500
-2.000
-2.000
-2.500
-2.500
mar
feb feb
mar mar
marapraprmag
maggiugiu luglugagoagoset setott ottnovnovdic dicgen gen
A.T.A.T.
2012/13
2012/13
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G1 I N A 1 1
A. T.A.2013/14
T. 2013/14
mercato gas italia
(continua)
I MERCATI GESTITI DAL GME
A marzo nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono
stati scambiati 4,6 milioni di MWh, pari al 7,2% della domanda
complessiva di gas naturale (6,8% a marzo 2013), tutti nel
Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PBGAS).
Nessuno scambio di gas naturale è stato registrato nel Mercato
a pronti del Gas (MP-GAS), nel Mercato a Termine del Gas
(MT-GAS) e nei comparti (Royalties, Import e ‘Ex d.lgs 130/10’)
della Piattaforma Gas (P-GAS).
Figura 3: Mercati del gas naturale*
Fonte: dati GME, Thomson-Reuters
Prezzi. €/MWh
Min
Media
Volumi. MWh
Totale
Max
MGAS
MP-GAS
-
(26,70)
(26,69)
-
-
-
-
(2.760)
(3.120)
-
23,99
(27,88)
22,18
25,34
4.581.888
(5.089.668)
-
(27,25)
-
-
-
(620.310)
MGP
MI
MT-GAS
PB-GAS
Comparto G-1
Comparto G+1
P-GAS
Royalties
Import
Ex d.lgs 130/10
-
-
Tra parentesi i valori nello stesso mese dell'anno precedente
€/MWh
MGP
PBGAS G+1
MI
PSV
Royaties
Pfor**
PBGAS G-1
Prezzi. €/MWh
64
60
56
52
48
44
40
36
32
28
24
20
MGP
2014
MI
Royalties
PSV
24,13
27,90
Pfor**
mar
apr
mag
giu
lug
A.T. 2012/13
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
mar
2013
23,99
PBGAS G+1
20
24
28
32
36
A. T. 2013/14
* 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
** Fino a settembre 2013 indice QE
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G2 I N A 1 2
mercato gas italia
Prezzo minimo
Prezzo
massimo
€/MWh
€/MWh
Prodotti
BoM-2013-09
BoM-2013-09-2
-
-
Volumi
Negoziazioni
Volumi
Registrazioni
Volumi
variazioni %
N.
MWh/g
N.
MWh/g
MWh/g
variazioni %
-
-
-
-
-
-
-
27,574
-
27,046
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-10
-
-
27,063
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-11
(continua)
-
-
27,891
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-12
-
-
28,382
-
-
-
-
-
-
-
Tabella 1: Mercato a termine del gas naturale, prezzi e volumi
M-2014-01
-
Q-2013-04
-
Prezzo
minimo
Q-2014-01
Prodotti
Q-2014-02
€/MWh
-
BoM-2014-03
BoM-2014-04
Q-2014-03
M-2014-04
M-2014-05
Q-2014-04
M-2014-06
WS-2013/2014
M-2014-07
Q-2014-02
WS-2014/2015
Q-2014-03
Q-2014-04
SS-2014
Q-2015-01
Q-2015-02
TY-2013/2014
SS-2014
SS-2015
TY-2014/2015
WS-2014/2015
CY-2015
CY-2014
TY-2014/2015
Totale
Totale
-
Prezzo
massimo
€/MWh
-
-
-
Mercato
€/MWh
-
-
29,080
-
-
27,777
-
-
Negoziazioni
28,402
variazioni %
N.
0,0%
0,0%
0,0%
27,8%
0,0%
0,0%
5,0%
10,2%
2,4%
0,0%
2,4%
-
27,574
28,650
28,614
26,511 29,898
25,204 28,321
27,644 29,194
29,764
27,249
27,981
26,989 29,476
27,983 28,229
26,972
26,328
27,804
28,086
28,775
26,648
27,365
27,560
27,372
-
-
OTC
-
-
-
Totale -
Volumi
Registrazioni
Volumi
MWh/g
N.
MWh/g
-
-
-
-
-
-
- -
-
-
Volumi
-
-
Fonte: dati GME
variazioni %
MWh/g
-
--------
-
-
-
--
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Posizioni aperte
-
MWh/g
-
-
-
MWh
-
-
- -
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Il Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PBGas) è stato il solo, anche questo mese, a manifestare
un’apprezzabile liquidità, nonostante il calo su base
annua del 10,0% dei volumi registrati scesi a 4,6 milioni
di MWh. Il prezzo medio, al terzo ribasso congiunturale,
aggiorna il minimo storico registrato a febbraio con 23,99
€/MWh (-13,9%), in linea con le quotazioni registrate al
PSV (-14 cent. €/MWh).
Nei 20 giorni, sui 31 di marzo, in cui il sistema è risultato
lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>0],
sono stati scambiati 3,4 milioni MWh, di cui l’83,2%,
pari a 2,8 milioni di MWh, venduti dal Responsabile del
Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 23,76 €/
MWh in calo del 10,6% su base annua e valore più basso
mai registrato. Nei restanti 11 giorni con il sistema corto
(SCS<0), sono stati scambiati 1,2 milioni di MWh, di cui il
75,3% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 24,41 €/
MWh (-14,0%), anch’esso al minimo storico.
Complessivamente l’81,1% dei volumi scambiati (3,7
milioni di MWh) è stato determinato dall’azione di RdB
ed il restante 18,9% (866 mila MWh) da scambi tra
operatori.
Nessuno scambio di gas naturale è stato registrato nel
Comparto G-1 della Piattaforma di Bilanciamento.
Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G + 1, prezzi e volumi
Sbilanciamento complessivo
del sistema (SCS)
positivo
negativo
n.giorni 20/31
Prezzo. €/MWh
23,99
(-13,9%)
23,76
Acquisti. MWh
4.581.888
(-10,0%)
3.351.862
24,00
(-76,7%)
30,00
926.115
(+227,4%)
3.351.862
28,00
303.911
Vendite. MWh
4.581.888
(-10,0%)
3.351.862
26,00
1.230.026
RdB
2.789.852
(+262,2%)
2.789.852
Operatori
1.792.036
(-58,5%)
20,00
1.230.026
34
25,00
30.000
400.000
0
23,00
300.000 MWh
€/MWh
30,00
300.000
200.000
28,00
200.000
100.000
26,00
0
24,00
0
-100.000
-200.000
-100.000
22,00
27,00
100.000
-300.000
20,00
26,00
lato vendita
38
27,00
N. 26,00
N.
giorni
26,00
100.000
-200.000
0
Mar
Apr
Mag
Giu
9/31
22/31
15/30
15/30
22/31
9/31
26/30
4/30
Lug
Ago
Set
Ott
Nov
Dic
25/31
6/31
10/30
20/30
23/31
8/31
12/30
18/30
12/31
19/31
A.T. 2012/13
SCS positivo
18/31
13/31
Gen
Feb
Mar
A. T. 2013/14
SCS negativo
Prezzo
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G3 I N A 1 3
17/31
14/31
16/28
12/28
Prezzo
20/31
11/31
100.000
0
MWhMWh
49
22,00
120.000
90.000
MWh
60.000
500.000
MWh
Operatori attivi. N°
24,00
18,00
Partecipazione al mercato
Totale
lato acquisto
150.000
27,00
1.230.026
926.115
562.009
180.000
28,00
32,00
3.655.772
Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente
29,00
24,41
Operatori
MWh
210.000
26,00
€/MWh
34,00
Prezzi
30,00
€/MWh
RdB
n.giorni 11/31
Volumi
€/MWh
€/MWh
€/MWh
Totale
Fonte: dati GME
100.000
0
mercato
gas italia
BoM-2013-10
-
€/MWh
M
Tendenze di prezzo sui mercati energetici
europei
A cura del GME
■
Anche nel mese di marzo si conferma la generale fase
ribassista dei prezzi sui mercati energetici europei spot e
a termine. Il calo, ancora contenuto per Brent e gasolio,
risulta più significativo ai principali hub del gas e sulle borse
elettriche, tra le quali, in particolare, quella italiana mostra
una quotazione a pronti giunta al minimo storico.
Nel mese di marzo, la quotazione spot del Brent (108,38 $/
bbl, -1%) – in linea con il valore previsto alla fine di febbraio
e stabile su base tendenziale – torna al di sotto dei 110
$/bbl, riassorbendo dunque l’incremento registrato nel
mese precedente. Stessa dinamica si osserva sul prezzo
del gasolio (900 $/MT), al quarto calo consecutivo, mentre
sfugge a tale andamento, come peraltro accadeva anche il
mese scorso, il prezzo a pronti dell’olio combustibile che,
a seguito di un rialzo del 3%, sale a 640,78 $/MT, valore
massimo da febbraio 2013. In linea generale, le quotazioni
dei prodotti a termine riflettono le tendenze di quelli spot,
manifestando deboli segnali (all’occorrenza) al ribasso o
di ripresa. Tra queste, tuttavia, si distingue il prezzo del
prodotto annuale dell’olio combustibile (577 $/MT) che
segue l’evoluzione del bene di riferimento e resta molto più
basso del valore mensile.
Per il carbone, persiste il trend discendente che interessa
il prezzo europeo da dicembre, ancora in significativo calo
tendenziale (-11%). Infatti, la quotazione API, sempre
ancorata al riferimento sudafricano, a marzo giunge a
75,45 $/MT (-2%), livello minimo dallo scorso luglio. In
ottica prospettica i mercati non sembrano evidenziare
variazioni sostanziali nelle dinamiche: tutte le quotazioni
si mantengono praticamente allineate a quella spot, ad
eccezione del prodotto relativo all’anno 2015 (81,10 $/MT),
registrando flessioni congiunturali dell’1/2%.
Merita peraltro rilevare che la crescita tendenziale del
cambio dollaro/euro (1,38 $/€, +7%) – mai così elevato da
settembre 2011 – accentua, nella conversione in moneta
europea, l’intensità dei ribassi registrati rispetto al 2013,
portandoli al 7/16%.
Newsletter Marzo 14 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1)
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica.
Quotazioni a pronti
FUEL
UdM
PETROLIO
$/bbl
Brent FOB
€/bbl
OLIO COMB.
$/MT
0.1 FOB Barge
€/MT
GASOLIO
$/MT
0.1 FOB ARA
€/MT
CARBONE
$/MT
ARA Stm 6000K C €/MT
CAMBIO $/€
USD/EUR
FX USD
Mar 14
108,38
78,38
640,78
463,40
900,05
650,91
75,45
54,57
1,38
1,00
Quotazioni a termine
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%) FUEL (%)
future M-1
-1%
-1%
crude
oil
- 3crude
%
-7%
brent
future
+ oil
3%
+3%
fuel
1 % NWE- 3 %
FO+1.0%
-2%
-1%
gasoil
-4%
gasoil
future - 8 %
-2%
- 11 %
coal
- 4CIF
%
- 16 %
API2
+7%
FX+ 1 %
0%
0%
FX USD
108,73
623,93
933,00
75,00
-
Apr 14
Var M-1
(%)
Mag 14
Var M-1
(%)
Giu 14
Var M-1
(%)
2015
Var M-1
(%)
108,51
78,49
612,95
443,36
917,93
663,95
76,09
55,04
1,38
1,00
-0%
+1%
-2%
-1%
+1%
-
107,53
77,78
607,12
439,15
916,94
663,25
75,36
54,51
1,38
1,00
-1%
+0%
-2%
-2%
+1%
-
107,28
77,60
605,06
437,67
915,18
661,99
75,51
54,62
1,38
1,00
-
101,92
73,71
577,08
417,32
81,10
58,64
1,38
1,00
-0%
-0%
-1%
+1%
-
Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
Fonte: Thomson-Reuters
$/bbl
$/€
130
1,90
120
1,80
110
1,70
100
1,60
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G4 I N A 1 4
mercati energetici europa
PETROLIO
Brent FOB
FUEL
108,38
101,92
€/bbl UdM
(%)
-0%
$/MT
-2%
Quotazioni
a75,45
pronti coal
- 11 %
75,00
- - Brent
€/bbl USD/EUR
78,381,001,38
- 3FX
%FX
brent
crude
future
FX FOB
USD CAMBIO
0gasoil
USD
GASOLIO
$/MT
900,05
- -%
27%%Var+0M-12
1 % ultima
933,00
+%
1M-1
7-%
%
$/€
-quot.
Var
FUEL
UdM
Mar 14
FUEL (%)
(%)
future- M-1
OLIO COMB.
640,78 1,00
+ oil
3 %FXgasoil
+4 3%
% 0 -%8 %
fuel
623,93
FX0.1
USD
0 -%
USD
FOB$/MT
ARA
€/MT
650,91
future
-
76,09
75,36
-1%
-2%
75,51
-
Quotazioni
a termine
108,51443,36
- 01,00
% - +107,53
1 % - 1,00
107,28
- 1,38
1%
+54,62
1%
439,15
437,67
- -1,38
- -1,38
55,04
54,51
78,491,38
- + 1M-1
- 1,00Var
- 1,38
1,00
1,00
917,93
-%
2 % 77,78
916,94 Var
-%
2 % 77,60
915,18
+- 1M-1
1,38
-M-1
Var
Apr 14
Mag 14
Giu 14
(%)
612,95
%
605,06
1,00
- - 607,12
1,00
- 1,00
-- 663,95+ 1 %
663,25 + 0(%)
661,99 (%)
Grafico
1: Greggio
e tasso
di+1.0%
cambio,
mensile
dei
prezzi
spot
ea atermine.
termine.
aritmetica
Grafico
1: CARBONE
Greggio
di cambio,
andamento
dei
prezzi
spot
e 439,15
aritmetica.
0.1 FOB
Barge
€/MT e tasso
463,40
1 % NWE
% - 11 % - mensile
FO
443,36
- -Media
- $/MT
75,45
- -23%andamento
coal
75,00
76,09
75,36
2Media
% 437,67
75,51
Grafico
1: Greggio
e$/bbl
tasso
di
cambio,
mensile
prezzi
spot-- e0 -%
a1 %
termine.
Media
108,38
- 1andamento
%
crude
oil
108,73deidei
108,51
107,53 aritmetica.
- 1 % aritmetica.
107,28
Grafico
1:6000K
Greggio
e tasso
di
cambio,
mensile
prezzi
spot
e -a2termine.
Media
GASOLIO PETROLIO
$/MT
900,05
-2%
-4CIF
1%% - 1- %
gasoil
917,93
% - 916,94
915,18
- ARA Stm
C €/MT
54,57
-andamento
16933,00
%
API2
55,04
54,51 - 2 % 54,62
Brent FOB
€/bbl
78,38
- 3crude
%
-7%
brent
future
78,49
77,78
77,60
$/bbl
1,38
+7% $/€
USD/EUR
FX+ -18%%
1,38
0.1$/bbl
FOB ARACAMBIO
€/MT
650,91
-4%
gasoil
future
663,95 1,38 - + 1 % 663,251,38
- + 1 % 661,99
- $/bbl COMB.
OLIO
$/MT
640,78
+ oil
3%
+3%
fuel
623,93
612,95
+1%
607,12
+0%
605,06
FX
USD
1,00
0
%
0
%
FX
USD
1,00
1,00
1,00
CARBONE
$/MT
75,45
2
%
11
%
coal
75,00
76,09
1
%
75,36
2
%
75,51
- 130 130
130
0.1 FOB Barge
€/MT
463,40
1 % NWE- 3 %
FO+1.0%
443,36
439,15
437,67
ARA Stm 6000K C €/MT
54,57
- 4CIF
%
- 16 %
API2
55,04
54,51
54,62
GASOLIO
$/MT
900,05
-2%
-1%
gasoil
933,00
917,93
-2%
916,94
-2%
915,18
120
Grafico
1:
Greggio
e
tasso
di
cambio,
andamento
mensile
dei
prezzi
spot
e
a
termine.
Media
aritmetica.
CAMBIO
$/€
+7%-8%
FX+ 1 %
1,38
1,38
+ 1 -%
1,38
120
120
0.1 FOBUSD/EUR
ARA
€/MT1,38 650,91
-4%
gasoil
future
663,95 + 1 %663,25
661,99
-FX USD CARBONE
0 %coal
FX USD
- 75,00
1,00
-- 1 %
1,00
1,00
110
$/MT1,00 75,45
- 2 %0 % - 11 %
76,09
75,36
- -2 %
75,51
-$/bbl
110 110
PETROLIO
$/bbl
108,38
- 1FX
%
-11%%NWE
crude
oil+USD
108,73
CAMBIO
$/€
USD/EUR
1,38
+ 7 %%
0.1Stm
FOB6000K
BargeC €/MT
€/MT
463,40
+%
FO
1.0%
FX
USD ARA
1,00
0-14%
FX
54,57
%
- 16-03%%
API2
CIF
Grafico
100
100
$/bbl
130
90
120
80
110
90
ARA
Stm 6000K C €/MT
100
130
CAMBIO
$/€ e tasso
USD/EUR
1:
Greggio
di
FX90120
USD
1,38
cambio,
1,00
dei
-
prezzi
55,04
spot1,38
ea
1,00
+1%
termine.
-
54,51
1,38 aritmetica.
+1%
Media
1,00
-
54,62
1,38
1,00
-
-0%
-- 0 M-1
%
Var
- (%)81,10
-
81,10
58,64
-1%
58,64
1,38
0 %- 1- %
- 0- %
1,38
-
+1,00
1%
-
$/€
1,90
1,80
1,70
+1%
1,50
1,801,60
1,90
80
$/€
1,40
70
1,30
1,60
1,50
1,70
1,90
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-
+1
-
$/€
1,90
1,80
1,70
1,60
1,50
1,40
1,30
1,70
1,80
1,40
1,30
1,20
1,60
01 02
03 04 052:
06Prodotti
07 08 09 10petroliferi,
11 12 01 02 03
04 05 06 07 08
09 10 11 12
02 03 04
05 06e07
09 10 11 Media
12 01 02aritmetica.
03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02Fonte:
03 04 05Thomson-Reuters
06 07 08 09 10
11 12 01 02 03
Grafico
andamento
mensile
dei01prezzi
spot
a 08
termine.
110
1,70
70
-
-1%
1,40
1,60
$/€1,80
1,20
60
130 9001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 1,90
1,50
120 80
-
--
$/€
58,64
1,38
1,00
100
$/bbl
70
--
-0%
Var
- M-1
(%) - -
417,32
81,10
- 1- %
101,92
-0%
58,64
73,71
1,38
+ 1- %
577,08 $/€ - 0 %
1,00
81,10
- 1- %
417,32 1,90 58,64
1,80 1,38
-+ 1 %
1,00 1,70- 1 %81,10
110
70
60
- 4CIF
%
- 16 %
API2
+mensile
7%
FX+ 1 %
andamento
0%
0%
FX USD
-0%
-
81,10
101,92
417,32
1,0058,64
73,71
- - Var
-- 1,00
1,38
+ 1M-1
%
2015
(%)
577,08
-- 0- %
1,00-
Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
80
100 60
54,57
577,08
417,32
- 0 %417,32
(continua)
CARBONE
73,71
577,08
-1%
-1%
crude
oil
108,73
108,51
-0%
107,53
-1%
107,28
Mar 14 brent
Apr 14
Giu- 14
78,38
- 3(%)
% FUEL
-(%)
7 % future M-1
crude
future
78,49 (%)
-Mag 14 77,78
77,60 2015 (%)
(%)
0.1 FOB Barge
€/MT
463,40a pronti
1 % NWE- 3 %
FO+1.0%
443,36
- Quotazioni
439,15
437,67
a+termine
OLIO COMB.
$/MT Quotazioni
640,78
+ oil
3%
+3%
fuel
623,93
612,95
+1%
607,12
0%
605,06
Tabella 1:PETROLIO
Greggio$/MT
e combustibili,
quotazioni
mensili
spot
e
a
termine.
Media
aritmetica.
GASOLIO
900,05
2
%
1
%
gasoil
933,00
917,93
2
%
916,94
2
%
915,18
108,38
-11%
%
oilNWE-- 1
108,73
108,51
0%
-1%
107,28
101,92 0.1 FOB Barge
€/MT $/bbl 463,40
+1.0%
3%
%
FOcrude
- quot.
443,36- Var
- 107,53 439,15
437,67
Var
M-1
Var
M-12
ultima
M-1
Var
M-1
Var
M-1
Brent FOB
€/bbl
78,38
- 3crude
%
-7%
brent
future
78,49
77,78
- 663,25
77,60
73,71
FUEL
UdM650,91
Mar 14gasoil
Apr 14 663,95
Mag 14
Giu 14 - 2015
0.1 GASOLIO
FOB ARA
€/MT
%
8%% future
future
661,99
(%) FUEL
M-1
(%) a termine
(%)
$/MT a pronti
900,05
--24%
- 1- (%)
gasoil
933,00
917,93+ 1 (%)
- 2 607,12
% -Quotazioni
916,94
-2%
915,18
Quotazioni
OLIO COMB.Newsletter
$/MT
640,78
+ oil
3-%Tendenze
+3%
fuel
623,93
%
+ 0 % Energetici
605,06
577,08
Marzo
14
di
prezzo
e612,95
Prospettive
sui
Mercati
(pag
1)
CARBONE
$/MT
75,45
2
%
11
%
coal
75,00
76,09
1
%
75,36
2
%
75,51
0.1 FOB0.1
ARA
-4
8%
%
future
663,95 - 439,15 663,25
661,99
FOB Barge€/MT €/MT 650,91
463,40 gasoil
+1.0%
1%
% NWE-- 3
FO
- 443,36
437,67
417,32 Var M-1 crude
Var
M-12
PETROLIO
$/bbl
108,38
-1%
-ultima
1 % quot.
oil
108,73
108,51
-0%
107,53Var M-1
-1%
107,28 Var M-1
101,92
Var M-1
FUEL
Mar
14
FUEL
14 76,09
Giu
2015
GASOLIO
900,05(%)
%
%%% M-1
gasoil
933,00
- 2 % -Mag
- 2 % 54,51
915,18
ARA
Stm
6000K
C UdM
€/MT
54,57
%
-116
CARBONE
$/MT $/MT
75,45
--2-42CIF
%
-- 11
API2
55,04
-(%)
54,62
coal
75,00- Apr 917,93
1 916,94
%14 - 75,36
- 2 14
%
75,51
(%)
(%)
Tabella
Greggio e€/bbl
combustibili,
aritmetica.
Brent 1:
FOB
78,38 quotazioni
- 3(%)
% mensili
- future
7 % spot e- a termine. Media
brent
crude
future
78,49
77,78
77,60
73,71
0.1 FOB ARA
€/MT
650,91
-4%
8%
gasoil
future -- 16
663,95
663,25
661,99
ARA
Stm
6000K
C
€/MT
54,57
4
%
%
API2
CIF
55,04
54,51
54,62
1+%
++ 7
%
CAMBIO $/€OLIO COMB.
USD/EUR $/MT 1,38 640,78FX+fuel
+1% +0%
1,38 605,06 + 1 %1,383%
3%
oil
623,93612,95 1,38
+1%
607,12
577,08
$/bbl
OLIO COMB.
$/MT
+Var
3 M-1
% Var+M-12
3 di
% ultima
oil
623,93
612,95
+ 1 % Var M-1
607,12
+Var
0%
605,06
Newsletter
14 fuel
- Tendenze
prezzo
e Prospettive
Energetici
(pag
1) Var M-1 Tabella
1:
GreggioMarzo
e 640,78
combustibili,
quotazioni
mensili
spot
e a termine.
Media
aritmetica.
quot.
Var
M-1sui Mercati
M-1
1,20
1,30
90 012010
1,50
02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 122011
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 112012
12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 102013
11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 092014
10 11 12 01 02 03 04 05 06 07
082015
09 10 11 12 01 02 03
$/MT
100
60
802010
1400
$/bbl
1,60
1,20
2012
01 02 03 04 05 06 07 08 092011
10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 042013
05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 072014
08 09 10 11 12 01 02 03 140
1,40
1,50
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
90
70
2015
1,30
120
1200
80 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica
Grafico
$/MT 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
Grafico
1,40
$/bbl
1,20
60
70
1,30
1400
01 02 031000
04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 100
$/MT2010
14001200
2010
2011
2012
2013
Grafico 2: 600
Prodotti
petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1200
1000
1200
$/MT
2014
2015
$/bbl
100
1000
140
$/MT 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03$/bbl
2010
2011
1400
800
1200
2012
2013
2014
2015
1200
600
$/MT
600
1000
140
400
400
140
80
2010800
120
600
400
120
80
100
120
60
60
100
40
40
01 02 03 0401
050206
1008
110912
0403
050406
0909
1010
111112
0304
0405
050606
0911
1012110112
0306
0407050806
0901
100211
0308
040905
0802
0903
1080
11 12 01 02 03
0307
0408
05 09
06 07
1001
1102
12 03
01 02
0507
0608
07 08
1201
0102
02 03
0707
0808
09 10
0201
03 02
04 05
0907
10 08
11 12
0312
0401
05 02
06 07
1006
1107
12 01
130
100
100
150
800
600
140
120
Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1000
120
40
400
1000800
$/bbl
60 120
1400
800
140
$/bbl
2011
2012
2013
2014
2015
1,20
60
1400
800
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 80 140
$/MT
2011 2011
2010
2012
2012
20132013
2014
2014
2015
110
600
80
60
60
2015
60
Grafico
3:andamento
Coal, andamento
mensile dei
prezzi spotee aa termine.
termine. Media aritmetica.
Grafico
01 02 033:
04Coal,
05 06 07
08 09 10 11 12 mensile
01 02 03 04dei
05 06prezzi
07 08 09spot
10 11 12 01 02 03 04 05Media
06 07 08aritmetica.
09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11
12 01Thomson-Reuters
02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
Fonte:
100
40
90$/MT
2010
2011
2012
2013
2014
400
$/MT
01 02 03
04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 0340
400
2015
150
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
80
150
2010
2010
140
2011
2011
2012 2012
2013
2013
70
Grafico
Coal,
andamento
mensiledei
deiprezzi
prezzispot
spoteeaatermine.
termine. Media
Mediaaritmetica.
aritmetica
140 3: 3:
Grafico
Coal,
andamento
mensile
130
60
2014
2014
2015
2015
Grafico
Coal,
andamento
spot
e
aritmetica.
Grafico
3:
Coal,
andamento
mensile
prezzi
e 01
a 02
termine.
01 02
03
04 05 06
07 08 mensile
09 10 11 12
01dei
02 03prezzi
04dei
05 06
07
08 09spot
10 a
11 termine.
12
03 04Media
05 06Media
07 08
09 aritmetica.
10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
130 3:
120
2010
2011
2012
2013
2014
2015
$/MT
110
150
100
140
90
130
80
120
70
110
60
100
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
$/MT
$/MT
120
150
150
110
140
140
100
130
130
120
120
110
90
80
110 70
100
100
90 60
90
80
90
2010
2011
2012
2013
2014
2015
8003 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
01 02
2010 70
70
80
60
60
2011
2012
2013
2014
2015
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
70 01 02 03 042010
05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 032011
04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 022012
03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 012013
02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 122014
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 2015
12 01 02 03
2011
2012
2013
2014
2015
60 2010
Fonte:
Thomson-Reuters
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11
12 01 02
03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
2010
2011
2012
2013
2014
N E W SLNE
N
ETE
WTW
SL
ESL
RE E
D
T TET
E
LE
RG
RD
MD
EEE
L│
LGG
FME
M
EBEB
││
2R2
0A0
1I 1O4││2 0NN1UU
0M
M│EER
N
RO
U
O M47E
50R││O
PP
A2A
G5G
IN
│
IN
APAA
11
5G5I N A 1 5
80
2015
40
(continua)
Quanto al gas, non accenna ad arrestarsi la fase discendente
dei prezzi ai principali hub centro-europei, che in coerenza con
l’andamento degli ultimi tre mesi, chiudono in calo congiunturale
del 3/4%, tutti più bassi dei 24 €/MWh. Decisamente più
elevate appaiono le variazioni a livello tendenziale (-15/-32%),
che tuttavia risentono degli eccezionali rialzi occorsi giusto
un anno fa. Dinamiche continentali rispettate anche all’hub
italiano, il cui prezzo scende a 24,20 €/MWh (-3% rispetto a
febbraio), minimo da metà 2010, ponendosi comunque, come
consuetudine al di sopra di tutti gli altri riferimenti europei
(+1,5 €/MWh circa rispetto al TTF olandese). In conseguenza
di tali dinamiche, sono riviste al ribasso anche le quotazioni
dei prodotti a termine (-2/-4%), i cui valori risultano comunque
leggermente più elevati degli spot.
Newsletter Marzo 14 - 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
Mar 14
PSV
TTF
CEGH
NBP
IT
NL
AT
UK
24,20
22,86
23,66
23,31
Quotazioni a termine (€/MWh)
(%)
(%)
future M-1
-3%
-4%
-3%
-4%
- 15 %
- 28 %
- 16 %
- 32 %
24,25
23,30
24,25
23,79
Apr 14
Var M-1
(%)
Mag 14
Var M-1
(%)
Giu 14
Var M-1
(%)
GY
2014/15
Var M-1
(%)
24,61
23,27
24,03
23,44
-4%
-4%
23,37
23,35
-4%
23,13
-
25,04
25,76
-2%
-2%
€/MWh
36
34
32
30
28
26
24
22
20
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
In linea con gli andamenti osservati
prosegue
Varsui
M-1combustibili,
Var M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Area
Mar 14
Paese Gestor
(%)eborse
future
M-1
future
M-1
il trend decrescente in atto sulle (%)
principali
elettriche
europee, i cui prezzi spot mostrano importanti decrementi
51,88
ITALIA
46,73
-IT9 %
-Borsa
27 % Ita
su base tendenziale (-20/-40%). In particolare, l’area franco38,85
FRANCIA
35,58
-FR
8%
-EEX
38 %
tedescaGERMANIA
si pone sui livelli31,05
minimi dalla
scorsa
estate32,14
(Francia
-DE
8%
-EEX
21 %
35,58 €/MWh;
Germania
31,05
€/MWh),
definendo
peraltro
un
OMIP
28,05
SPAGNA
26,67
+ES
56 %
+
3 % Ita
nome
Borsa
differenziale
tra
le
quotazioni
dei
due
paesi
tra
i
più
bassi,
in
27,50
AREA SCANDINAVA
26,74
- NO
12 %
-Nasdaq
40 %
nome
EEX
AUSTRIA degli ultimi
31,20
-nome
7 %Tra gli
-Nasdaq
20 altri,
%
valore assoluto,
sei mesi.
si distingue
SVIZZERA
35,82 €/MWh)
- nome
19 %che,-OMIP
39
il riferimento
italiano (46,73
a %seguito - di una
ulteriore consistente flessione congiunturale (-9%) – che
€/MWh
alimenta
la marcata tendenza intrapresa da inizio anno –
90
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
giunge sul
livello
minimo mai registrato dall’avvio delVar
mercato.
Var M-1
M-1
M-1 Mag 14 Var M-1 Giu 14 Var M-1
Apr 14 Var
2015
(%)vicino
(%)
(%)
(%)
Tale
dinamica,
peraltro, appare
riflettere(%)
sempre
più da
l’andamento rilevato sul prezzo del gas nazionale scambiato al
55,04
48,44
- 12- %
47,76
- 11- %
52,27
54,89
- 2-%
PSV. Unica eccezione in tale scenario diffusamente ribassista
34,61
-8%
29,10
-6%
29,61
42,92
risulta
la quotazione
spagnola
che,
confermando
una elevata
31,13
-4%
30,80
-2%
30,75
35,55
volatilità,
posiziona
sui
€/MWh
(+56%),
valore
di-- 10 €/
29,01
-si2-%
38,32
+ 027
47,26
-48,21
-%
MWh
prezzo
ma
in
26,29
9-% del
25,82
- 9di
25,69
-- sostanzialmente
30,28
- più -alto
-% febbraio,
-linea- con quello
dello
scorso
marzo.
Pesantemente
riviste
al
ribasso,
le -quotazioni
future
di breve
termine
che
in -virtù di
diminuzioni comprese tra 2 e 12% si pongono in linea o al di
sotto degli attuali prezzi spot.
80
70
60
50
40
30
20
N E W SLNNEEETW
W
TSL
SL
E REED
TTT
E
TE
L
ERRG D
M
DEELL│G
GFM
MEEEB B
││2R
200
A11I 1O
4 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
740E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G66I N A 1 6
Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
30
28
(%)
(%)
future M-1
mercati energetici
europa
GAS
Area
Mar 14
IT
24,20
Apr 14
Var M-1
(%)
Mag 14
Var M-1
(%)
Giu 14
Var M-1
(%)
GY
2014/15
Var M-1
(%)
24,61
-
-
-
-
-
-
-
24
PSV
22
-3%
24,25
- 15 %
TTF
NL
22,86
-4%
- 28 %
23,30
23,27
-4%
23,37
25,04
-2%
20
CEGH
AT06 07 08 09 23,66
- 304%05 06 07
- 16
24,03
- 02 03 04 05- 06 07 08 09-10 11 12 01 -02 03 04 05 06
- 07 08 09 10
- 11 12 01 02
- 03
01 02 03 04 05
10 11 12 01 02 03
08 %
09 10 11 1224,25
01 02 03 04 05 06 07 08
09 10 11 12 01
(continua)
NBP
UK
2010
23,31 2011
-4%
23,79
2012
- 32 %
23,44
23,35
-2013
4%
23,13
2014
-4%
€/MWh
Figura
2: Borse europee, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
32
Area
Mar 14
ITALIA
46,73
FRANCIA
GERMANIA
24
SPAGNA
22
AREA
SCANDINAVA
35,58
31,05
26,67
26,74
30
28
26
-2%
2015
Figura
36 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
34
25,76
-
Var M-1 Var
M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Paese Gestor
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
-IT9 %
-FR
8%
-DE
8%
51,88
-
-Borsa
27 % Ita
-EEX
38 %
-EEX
21 %
38,85
32,14
Apr 14
Var M-1
(%)
Mag 14
Var M-1
(%)
Giu 14
Var M-1
(%)
2015
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
48,44
34,61
31,13
- 12- %
-8%
-4%
47,76
29,10
30,80
38,32
-
- 11- %
-6%
-2%
+ 0 -%
52,27
29,61
30,75
47,26
-
--
55,04
54,89
42,92
35,55
48,21
-
- 2-%
--
OMIP
28,05
29,01
- 2-%
+
3 % Ita
Borsa
Nasdaq
27,50
26,29
- 9-%
25,82
- 9 -%
25,69
30,28
-EEX
40 %
--31,20
-nome
7%
-Nasdaq
20 %
20 AUSTRIA
01
02 03 04 05 06 07 08 09 1035,82
11 12 01 02 03 -04
09 10
SVIZZERA
1905%06 07 08
-OMIP
39
% 11 12 01 02-03 04 05 06 07 08 09 10- 11 12 01 02-03 04 05 06 -07 08 09 10 11
nome
- 12 01 02 03
- 04 05 06-07 08 09 10- 11 12 01 02- 03
2010
+ES
56 %
nome
NO
- nome
12 %
2011
2012
2013
2014
2015
€/MWh
90
Figura
2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
80
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
70
Area
Mar 14
40
ITALIA
FRANCIA
46,73
35,58
30
GERMANIA
SPAGNA
31,05
26,67
AREA SCANDINAVA
AUSTRIA
26,74
31,20
60
50
20
10
Var M-1 Var
M-12 ultima
Gestor
ultima quot.
quot.
Paese
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
-IT9 %
-FR
8%
-DE
8%
+ES
56 %
nome
- NO
12 %
nome
-nome
7%
-Borsa
27 % Ita
-EEX
38 %
-EEX
21 %
OMIP
+
3 % Ita
Borsa
Apr 14
Var M-1
(%)
Mag 14
Var M-1
(%)
Giu 14
Var M-1
(%)
2015
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
51,88
38,85
48,44
34,61
- 12- %
-8%
47,76
29,10
- 11- %
-6%
52,27
29,61
-
55,04
54,89
42,92
- 2-%
-
32,14
28,05
-
31,13
29,01
-
-4%
- 2-%
30,80
38,32
-
-2%
+ 0 -%
30,75
47,26
25,69
-
---
35,55
48,21
30,28
-
---
-Nasdaq
40 %
EEX
-Nasdaq
20 %
27,50
-
26,29
-
- 9-%
25,82
-
- 9 -%
01 SVIZZERA
03 05 07 09 11 01 35,82
03 05 07 -09
03 %05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
19 11
% 01 -OMIP
39
nome
-
2010
2011
€/MWh
2012
2013
Volumi a pronti (TWh)
90
2014
35
Sul lato
volumi
scambiati
sui Var
mercati
pronti, la borsa
M-1 Var a
M-12
80
Area
Mar 14
30
(%)
(%)
scandinava
con i suoi 32 TWh circa risulta sempre la più
70
25
capiente tra
quelle analizzate,
pur
rilevando
un calo rispetto
ITALIA
15,9
+8%
- 19 %
20
60
a marzo FRANCIA
2013 (-2%). A seguito
degli
che su
5,6
+ 13 % elevati
+ 9 % aumenti,
15
base50tendenziale
sui +9/+12%,
volumi afferenti al
GERMANIA si attestano
23,7
+7%
+ 12i%
10
40 franco-tedesco
SPAGNA
14,6
- 11TWh,
%
- ponendosi
13 %
blocco
sfiorano
i 30
sul valore
AREA SCANDINAVA
31,8 D’altro
+ 3 canto,
%
- 2 le
% borse5 italiana e
più elevato
mai raggiunto.
30
20
10
AUSTRIA
SVIZZERA
0,7
1,7
05
07 09
2010
11
01 03
+3%
- 16 %
05
2015
2014
0
-7%
+ 20 %
spagnola registrano diminuzioni particolarmente aspre su
base tendenziale (rispettivamente -19% /-13%): l’Italia, in
particolare, pur arrivando a scambiare circa 16 TWh, valore
massimo dallo scorso luglio, si pone su un livello comunque
inferiore anche alla media rilevata nel mese di marzo dall’avvio
del mercato.
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
2010
2011
Figura 3: Borse europee, volumi annuali e mensili sui mercati spot
01 03
2014
TWh
40
07 09
2011
11
01 03
05
07 09
2012
11
01 03
05
07 09
2013
2012
11
01 03 04
2014
05
2014
2013
06
07
08
09
2014
10 11 12
01 02 03
Fonte:
Thomson-Reuters
2015
2014
TWh
40
Volumi a pronti (TWh)
Area
Mar 14
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ITALIA
FRANCIA
15,9
5,6
+8%
+ 13 %
- 19 %
+9%
GERMANIA
SPAGNA
23,7
14,6
+7%
- 11 %
+ 12 %
- 13 %
AREA SCANDINAVA
AUSTRIA
31,8
0,7
+3%
+3%
-2%
-7%
SVIZZERA
1,7
- 16 %
+ 20 %
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
2010
2011
2012
2013
N E W SLNNEEETW
W
TSL
SL
E REED
TTT
E
TE
L
ERRG D
M
DEELL│G
GFM
MEEEB B
││2R
200
A11I 1O
4 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
740E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G77I N A 1 7
2014
26
Quotazioni a termine (€/MWh)
Mercato dei titoli di efficienza energetica
A cura del GME
■
Nel mese di marzo 2014 sul mercato dei Titoli d Efficienza
Energetica sono stati scambiati 500.989 TEE, in aumento rispetto
ai 371.748 TEE scambiati a febbraio.
Dei 500.989 TEE sono stati scambiati 174.612 TEE di Tipo I,
233.969 TEE di Tipo II, 32.289 TEE di Tipo II CAR, e 59.984 TEE
di Tipo III e 135 TEE di Tipo V.
Rispetto al mese di febbraio, si registra un aumento dei prezzi
medi pari al 4,30% per la Tipologia I, 2,79% per la Tipologia II,
10,89% per la Tipologia III. Si segnala inoltre una diminuzione del
prezzo medio dello 0,21% per la Tipologia II-CAR.
Analizzando l’andamento specifico dei prezzi di marzo, si rileva
che i titoli di Tipo I sono stati scambiati ad una media di 137,81
€ (rispetto a 132,13 € di febbraio), i titoli di Tipo II ad una media
di 136,21 € (rispetto a 132,51€ di febbraio), i titoli di Tipo II-CAR
ad una media di 133,98 € (rispetto a 134,26 € di febbraio), i
titoli di Tipo III ad una media di 136,65 € (rispetto a 123,23 € di
febbraio).
I titoli di Tipo V sono stati scambiati ad una media pari a
128,52 €.
I titoli emessi dall’inizio dell’anno sono pari a 1.971.451 (456.156
di Tipo I, 1.033.404 di tipo II, 234.644 di Tipo II CAR, 247.004 di
Tipo III e 243 di Tipo V).
Dall’inizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a 25.963.277.
Di seguito la Tabella riassuntiva delle transazioni relativa al mese
di marzo 2014.
TEE, risultati del mercato del GME - marzo 2014
174.612
24.063.146,06
Tipo II
Tipo II
233.969
31.868.323,99
Tipo II-CAR
Tipo II-CAR
32.289
4.325.930,60
Tipo III
Tipo III
59.984
8.196.790,15
Tipo V
Tipo V
135
17.350,00
Prezzo minimo (€/TEE)
121,60
120,00
122,00
115,03
120,00
Prezzo massimo (€/TEE)
149,00
149,00
148,50
149,00
145,00
Prezzo medio (€/TEE)
137,81
136,21
133,98
136,65
128,52
Tipo I
Volumi scambiati (n.TEE)
Valore Totale (€)
Tipo I
Fonte: GME
TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine marzo 2014 (dato cumulato)
Fonte: GME
13.500.100
11.833.841
Totale: 25.963.277
12.000.100
10.500.100
8.750.464
9.000.100
7.500.100
6.000.100
4.535.448
4.500.100
3.000.100
1.500.100
843.041
483
100
TIPO I
TIPO II
TIPO II_CAR
TIPO III
TIPO V
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G8 I N A 1 8
mercati per l'ambiente
(continua)
TEE scambiati dal 1 gennaio 2014
N. TEE
Fonte: GME
Mercato: 1.088.922
720.000
Bilaterali: 1.415.425
673.571
640.000
560.000
532.769
480.000
400.000
415.126
347.702
320.000
240.000
160.000
132.760
80.000
193.968
165.143
43.173
135
0
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2014)
€/tep
minimo
Fonte: GME
massimo
medio
153,00
148,00
149,00
149,00
148,50
149,00
145,00
143,00
138,00
133,00
130,30
128,00
132,50
128,52
128,45
124,84
123,00
120,00
118,00
113,00
108,00
105,70
103,00
Tipo I
105,00
Tipo II
105,97
Tipo II-CAR
105,50
Tipo III
Tipo V
Tipologia
N E W SLNEETWTSL
E RE T
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
B 2R0A1I 4O │2 0N1U0M│E R
NO
U M7 E
0 R│O P2A5G │
I N PAA 1G9I N A 1 9
REPORT │MARZO 2014
(continua)
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2011)
€/tep
Tipo I
Tipo II
Fonte: GME
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
150,00
140,00
130,00
120,00
110,00
100,00
80,00
11-01-2011
25-01-2011
08-02-2011
22-02-2011
08-03-2011
22-03-2011
05-04-2011
19-04-2011
03-05-2011
17-05-2011
31-05-2011
14-06-2011
28-06-2011
12-07-2011
26-07-2011
30-08-2011
13-09-2011
27-09-2011
11-10-2011
25-10-2011
15-11-2011
29-11-2011
13-12-2011
10-01-2012
24-01-2012
07-02-2012
21-02-2012
06-03-2012
20-03-2012
03-04-2012
17-04-2012
02-05-2012
10-05-2012
17-05-2012
24-05-2012
31-05-2012
12-06-2012
26-06-2012
10-07-2012
24-07-2012
07-08-2012
04-09-2012
18-09-2012
02-10-2012
16-10-2012
06-11-2012
20-11-2012
04-12-2012
18-12-2012
15-01-2013
29-01-2013
12-02-2013
26-02-2013
12-03-2013
26-03-2013
09-04-2013
23-04-2013
07-05-2013
21-05-2013
04-06-2013
18-06-2013
02-07-2013
16-07-2013
30-07-2013
27-08-2013
10-09-2013
24-09-2013
08-10-2013
22-10-2013
12-11-2013
26-11-2013
10-12-2013
14-01-2014
28-01-2014
11-02-2014
25-02-2014
11-03-2014
25-03-2014
90,00
data sessione mercato
Nel corso del mese di marzo 2014 sono stati scambiati 852.103
titoli attraverso contratti bilaterali delle varie tipologie.
La media dei prezzi dei TEE scambiati attraverso i bilaterali
è stata pari a 130,11 €/tep (102,67 €/tep lo scorso febbraio),
minore di 6,56 €/tep rispetto alla media registrata sul mercato
organizzato di 136,67 €/tep (130,66 €/tep a febbraio).
Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi scambiati
bilateralmente per ciascuna classe di prezzo.
TEE scambiati per classi di prezzo - marzo 2014
Fonte: GME
TEETEE
scambiati
per classi
di prezzo
- settembre
20132013
scambiati
per classi
di prezzo
- settembre
TEE scambiati per classi di prezzo - marzo 2014
300.000
300.000
400.000
268.488
268.488
369.422
350.000
250.000
250.000
300.000
Quantità
Quantità
200.000
200.000
250.000
222.240
150.000
150.000
200.000
181.588
150.000
100.000
100.000
100.000
50.000
50.000
57.910
50.000
38.912
38.912
17.767
1.8341.834
476
763
1.937
0 00
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90)
[90-100)
[100-110)
[110-120)
[120-130)
[130-140)
[140-150)
0 0 (0-10)
[90-100)
100+
(0-10)[10-20)
[10-20)[20-30)
[20-30)[30-40)
[30-40)[40-50)
[40-50)[50-60)
[50-60)[60-70)
[60-70)[70-80)
[70-80)[80-90)
[80-90)
[90-100)
100+
Classi
di prezzo
(€/tep)
Classi
di prezzo
(€/tep)
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G0 I N A 2 0
150+
Mercato dei certificati verdi
A cura del GME
■
Sul Mercato dei Certificati Verdi, a marzo 2014 (mese di
scadenza del temine di presentazione al GSE dei CV relativi
all’anno di produzione 2013, per gli impianti sottoposti all’obbligo)
sono stati scambiati 581.378 CV in aumento rispetto ai 546.058
CV scambiati nel mese di febbraio.
La concentrazione degli scambi ha visto il prevalere dei CV1 con
anno di riferimento 2013 IV Trim con un volume pari a 433.710
certificati (contro gli 246.066 CV IV Trim di febbraio), dei CV
2013 III Trim con una quantità pari a 60.759 titoli (79.925 CV
2013 III Trim a febbraio) e dei CV con anno di riferimento 2013 II
Trim con una quantità di titoli presente sul mercato, pari a 38.267
CV (122.561 i CV 2013 II Trim a febbraio).
Seguono i CV 2012 con un volume pari a 29.845 (75.749 CV
2012 i titoli quotati nel mese di febbraio), i CV 2013 I Trim con
un numero di certificati scambiati pari a 18.288 (20.048 CV 2013
I Trim, la quantità presente sul mercato il mese scorso), e i CV
2012 TRL, con 500 certificati quotati (1.001 CV 2012 TRL a
febbraio).
Esigui gli scambi registrati per i CV 2011, con 9 titoli movimentati
sulla piattaforma CV (708 i volumi dei CV 2011 a febbraio).
Per quanto riguarda i prezzi medi registrati sul mercato dei
CV nel mese di marzo, è stato osservato un trend in leggera
diminuzione rispetto al mese precedente per i CV 3013 I Trim e i
CV 2013 II Trim che hanno registrato un prezzo medio entrambi
pari a 88,79 €/MWh in diminuzione rispetto al mese precedente
di 0,02 €/MWh; si evidenzia, invece, per i CV 2012 un aumento
pari a 0,52 €/MWh (88,77 €/MWh il prezzo medio a marzo) e
per i CV 2012 TRL un aumento di 0,39 €/MWh e con un prezzo
medio pari a 88,29 €/MWh. Seguono i CV 2011 con un aumento
pari a 0,30 €/MWh (88,30 €/MWh il prezzo medio registrato a
marzo), i CV IV Trim con un aumento pari a 0,13 €/MWh (88,60
€/MWh il prezzo medio a marzo) e, infine, i CV 2013 III Trim con
un aumento del prezzo medio pari a 0,08 €/MWh (88,67 €/MWh
il prezzo medio registrato nel mese di marzo).
Di seguito la Tabella riassuntiva delle transazioni relativa al mese
di marzo 2014.
(1) Da febbraio 2008, in applicazione della Legge Finanziaria 2008, è stata
modificata la taglia dei Certificati Verdi (CV), che è passata da 50 MWh ad 1
MWh.
CV, risultato del mercato GME - marzo 2014
Fonte: GME
Periodo di riferimento
Volumi scambiati (n.CV)
2011
2011_Tipo_CV
9
Valore Totale (€)
2012
2012_Tipo_CV
2012_TRL
I Trim 2013
II Trim 2013
III Trim 2013
IV Trim 2013
2012_Tipo_CV_TRL
2013_Tipo_CV_Trim_I
2013_Tipo_CV_Trim_II
2013_Tipo_CV_Trim_III
2013_Tipo_CV_Trim_IV
29.845
2.649.425,25
794,70
500
44.145,00
18.288
1.623.766,09
38.267
3.397.728,71
60.759
5.387.662,18
433.710
38.426.853,36
Prezzo minimo (€/CV)
88,30
88,20
88,29
88,25
88,30
88,25
88,00
Prezzo massimo (€/CV)
88,30
89,05
88,29
89,05
88,90
88,92
89,00
Prezzo medio (€/CV)
88,30
88,77
88,29
88,79
88,79
88,67
88,60
0,00
0,85
0,00
0,80
0,60
0,67
CV, numero di certificati scambiati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2014)
N. CV
Fonte: GME
Totale CV: 1.939.054
1.200.000
1.038.237
1.000.000
800.000
600.000
400.000
179.135
200.000
0
2011
297.079
274.753
II Trim 2013
III Trim 2013
120.671
15.415
13.764
2012
2012_TRL
I Trim 2013
1,00
IV Trim 2013
Tipologia
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G1 I N A 2 1
(continua)
CV, controvalore delle transazioni per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2014)
Fonte: GME
Milioni di €
100,00
91,73
90,00
80,00
70,00
60,00
50,00
40,00
26,28
30,00
10,00
0,00
24,27
15,68
20,00
10,68
1,35
1,17
2011
2012
2012_TRL
I Trim 2013
II Trim 2013
III Trim 2013
IV Trim 2013
Tipologia
CV, prezzi dei certificati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2014)
€/MWh
Prezzo minimo
Prezzo massimo
89,70
88,70
88,30
87,70
87,54
Prezzo medio
89,40
89,05
88,70
Fonte: GME
87,55
88,54
87,50
88,90
88,94
89,00
88,45
88,32
88,35
85,00
85,00
87,45
86,70
85,70
85,23
84,70
83,70
84,80
2011
84,40
2012
84,10
2012_TRL
I Trim 2013
II Trim 2013
III Trim 2013
IV Trim 2013
Tipologia
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 0E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G2 I N A 2 2
(continua)
Nel corso del mese di marzo 2014 sono stati scambiati
7.676.325 CV attraverso contratti bilaterali (1.513.139 CV il
mese scorso) delle varie tipologie.
La media dei prezzi dei CV scambiati attraverso i bilaterali,
nel corso del mese di febbraio, è stata pari a 74,88 €/MWh,
minore di 13,75 €/MWh rispetto alla media registrata sul
mercato organizzato (88,63 €/MWh).
Di seguito il grafico a blocchi relativo ai CV scambiati
bilateralmente sulla piattaforma per fasce di prezzo.
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - marzo 2014
Fonte: GME
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - marzo 2014
6.300.000
6.051.593
5.400.000
Quantità
4.500.000
3.600.000
2.700.000
1.800.000
1.057.953
900.000
550.684
3.322
0
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
4.685
844
991
[40-50)
[50-60)
[60-70)
6.253
[70-80)
[80-90) [90-100)
Classi di prezzo (€/MWh)
N E W SLNEETWTSL
E RE T
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
NO
U M7 E
0 R│O P2A5G │
100+
Mercato delle garanzie d'origine
A cura del GME
■ Nei primi tre mesi del 2014, sono state effettuate tre sessioni
di mercato GO e due sessioni d’asta da parte del GSE.
Mercato organizzato GME
Nel primo trimestre 2014, l’andamento degli scambi sulla
piattaforma di mercato ha registrato un andamento in crescita.
Nel mese di gennaio, infatti sono state scambiate 13.000 GO
ad un prezzo medio pari 0,09 €/MWh, nel mese di febbraio le
GO quotate sono state pari a 19.001 GO al prezzo medio pari
a 0,11 €/MWh ed infine nel mese di marzo è stato confermato
il buon andamento dei volumi con 423.519 GO movimentate
sulla piattaforma, anche in considerazione della scadenza
dell’obbligo del 31 marzo di consegna delle GO al GSE.
Tipologia
Eolico
Geotermico
Idroelettrico
Solare
Altro
Periodo di produzione
Gennaio 2013
Febbraio 2013
AltriMesi 2013
Gennaio 2013
Febbraio 2013
AltriMesi 2013
Gennaio 2013
Febbraio 2013
AltriMesi 2013
Gennaio 2013
Febbraio 2013
AltriMesi 2013
Gennaio 2013
Febbraio 2013
AltriMesi 2013
Volumi
scambiati
MWh
Nel mese di marzo si registra, tuttavia, una leggera
diminuzione del prezzo medio di 0,04 €/MWh rispetto al mese
precedente.
In totale sul Mercato delle GO, nei primi tre mesi del 2014,
sono state scambiate 455.520 GO.
La GO maggiormente scambiata è stata la tipologia 2013_
Eolico_AltriMesi con un volume pari a 237.994.
Il prezzo medio ponderato delle GO scambiati nelle sessioni
di mercato nel 2014, a prescindere dalla tipologia, è stato pari
a 0,07 €/MWh.
Di seguito la tabella riassuntiva delle transazioni avvenute sul
mercato nel primo trimestre 2014.
Valore
Totale
€
minimo
2013_Eolico_Gennaio
8.000
720
2013_Eolico_Febbraio
2.712
244
2013_Eolico_AltriMesi
237.994
17.444
2013_Geotermoelettrico_Gennaio
2013_Geotermoelettrico_Febbraio
2013_Geotermoelettrico_AltriMesi
168.885
11.877
2013_Idroelettrico_Gennaio
5.000
450
2013_Idroelettrico_Febbraio
2013_Idroelettrico_AltriMesi
15.666
1.295
2013_Solare_Gennaio
2013_Solare_Febbraio
2013_Solare_AltriMesi
2013_Altro_Gennaio
2013_Altro_Febbraio
2013_Altro_AltriMesi
17.263
1.413
0,09
0,09
0,06
0,06
0,09
0,07
0,06
Prezzo
massimo
€/MWh
0,09
0,09
0,12
0,09
0,09
0,16
0,10
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medio
0,09
0,09
0,07
0,07
0,09
0,08
0,08
(continua)
I Volumi scambiati e il Controvalore per tipologia GO presente sul mercato, sono rappresentati nei seguenti grafici a blocchi.
GO, volumi per tipologia (sessioni fino a marzo 2014)
Fonte: GME
Totale Volumi Scambiati: 455.520
270.000
248.706
240.000
Volumi (MWh)
210.000
168.885
180.000
150.000
120.000
90.000
60.000
30.000
20.666
17.263
0
Altro
Eolico
Geotermico
Tipologia
Idroelettrico
produzione anno 2013
GO, controvalore delle transazioni per tipologia (2014)
Fonte: GME
€
20.000
18.408
18.000
16.000
14.000
11.877
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
1.413
1.745
0
Altro
Eolico
Geotermico
Tipologia
Idroelettrico
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P A2G5 I N A 2 5
(continua)
L’andamento dei prezzi medi è evidenziato nella grafico sottostante.
GO, prezzo dei certificati per anno di riferimento (2014)
€/MWh
Prezzo minimo
Fonte: GME
Prezzo massimo
Prezzo medio
0,20
0,18
0,16
0,16
0,14
0,12
0,12
0,10
0,10
0,08
0,08
0,06
0,06
0,09
0,07
0,06
0,08
0,07
0,07
0,06
0,04
0,02
0,00
Altro
Eolico
Geotermico
Idroelettrico
Tipologia
Transazioni bilaterali
L’andamento trimestrale degli scambi bilaterali sulla piattaforma
delle GO è stato notevolmente consistente rispetto ai volumi
di mercato. Con l’esclusione del mese di febbraio, infatti, che
ha segnato un leggero calo con 8.220.318 GO, rispetto agli
scambi registrati nel mese di gennaio (pari a 11.195.413 GO),
nel mese di marzo 2014 sono state scambiate 21.747.560
GO.
In totale, nel primo trimestre 2014 sono stati scambiati,
attraverso contratti bilaterali, 41.163.291 GO delle varie
tipologie.
Il prezzo medio registrato è stato pari a 0,09 €/MWh, maggiore
di 0,02 €/MWh, rispetto a quello registrato sul mercato (0,07
€/MWh).
Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi delle GO
scambiate bilateralmente per ciascuna classe di prezzo.
GO 2013 scambiate bilateralmente
fasce
di prezzo
- anno 2014
GOper
2013
scambiate
bilateralmente
per fasce di prezzo - anno 2014
Altro
9.000.000
Eolico
Geotermoelettrico
Idroelettrico
Fonte: GME
Solare
8.000.000
Quantità (MWh)
7.000.000
6.000.000
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
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)
Classi di prezzo (€/MWh)
[0,90-1)
1+
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P A2G6 I N A 2 6
(continua)
Aste GSE
Le due sessioni d’asta svolte dal GSE nel primo trimestre
2014 hanno consentito l’assegnazione di 245.000 GO sul
mercato su un totale di 65.150.764 GO offerte.
Di seguito la tabella riassuntiva degli esiti delle aste GO:
ASTE GO 2014
Anno di Riferimento
2013_Altro_Febbraio
2013_Eolico_Gennaio
2013_Idroelettrico_Gennaio
2013_Altro_Gennaio
2013_Idroelettrico_Febbraio
2013_Solare_Gennaio
2013_Solare_Febbraio
2013_Eolico_Febbraio
Totale sessione d'asta GO
20 Gennaio 2014
Totale sessione d'asta GO
20 marzo 2014
TOTALE
qtÃ
premiata
q.tà
656.090
4.674.722
943.394
332.739
715.679
6.890.103
290.888
3.998.124
580.543
13.397.397
780.335
744.665
200.000
-
34.004.679
7.756.561 13.887.022 5.111.376
4.391.126 -
200.000
45.000
q.tÃ res.
656.090
4.674.722
943.394
332.739
715.679
6.890.103
290.888
3.998.124
580.543
13.197.397
780.335
744.665
qtÃ
rifiutata
prezzo
0,17
0,12
0,1
0,1
0,16
0,19
0,11
0,12
0,1
0,11
0,1
0,11
33.804.679
7.756.561
13.887.022
5.066.376
4.391.126
31.146.085
45.000
31.101.085
65.150.764
245.000
64.905.764
0,08
0,08
0,07
0,08
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di Agata Gugliotta e Chiara Proietti Silvestri - RIE
(continua dalla prima)
Potenziali punti di forza e criticità
Le potenziali riserve di gas naturale provenienti da formazioni
di scisto in alcuni Paesi europei hanno suscitato notevoli
aspettative: come dichiarato dalla Commissione3, “il gas di
scisto è un potenziale sostituto dei combustibili fossili ad
elevata intensità di carbonio, una fonte locale di gas naturale
che riduce la dipendenza dai fornitori di energia dei paesi
terzi, un potenziale motore per l'occupazione e la crescita
economica e una fonte aggiuntiva di entrate pubbliche”. I
potenziali punti di forza dello sviluppo di nuove risorse di gas
non convenzionale sarebbero indubbiamente rilevanti, specie
in considerazione del calo produttivo costante dei giacimenti
convenzionali, della forte dipendenza dalle importazioni e della
scarsa diversificazione delle forniture energetiche.
Dal punto di vista economico, l’avvio dei massicci investimenti
richiesti dall’estrazione di gas di scisto potrebbe generare
benefici economici, diretti o indiretti, sul territorio come la
modernizzazione del quadro infrastrutturale nazionale, nuove
opportunità di lavoro e maggiori risorse finanziarie per le casse
statali. Tuttavia, relativamente ai costi energetici, c’è un generale
consenso intorno all’idea che lo sviluppo dello shale gas sarà più
costoso – fino a due o tre volte maggiore secondo alcune stime
– in Europa rispetto che agli USA; un distacco dovuto a differenti
condizioni di tipo geologico, industriale e regolatorio, in larga
parte riferibili a: una diversa caratterizzazione delle formazioni
rocciose che, in Europa, si trovano generalmente a profondità
maggiori e più elevate temperature, risultando più complesse
da esplorare; una regolazione tendenzialmente più stringente
nel Vecchio Continente; una diversa legislazione sui diritti di
proprietà; un settore dei servizi Oil&Gas meno competitivo e più
oligopolistico4. Maggiori costi implicano prezzi di breakeven5
più elevati che impedirebbero di replicare quell’abbattimento
dei prezzi6 avvenuto nel mercato statunitense e responsabile
di ben noti vantaggi competitivi. Ciononostante, la disponibilità
di gas a prezzi inferiori rispetto a quelli attuali avrebbe risvolti
positivi, specie in termini di maggior potere di contrattazione
con i fornitori, in un mercato come quello europeo fortemente
dipendente da contratti a lungo termine con prezzi indicizzati
al petrolio.
Dal punto di vista politico, il rilancio della produzione domestica
– soprattutto per paesi come la Polonia7 che soddisfano più
della metà della domanda interna tramite le importazioni da
Paesi terzi – potrebbe contribuire ad un rafforzamento della
propria posizione negoziale nei confronti dei paesi fornitori
(Russia in primis), con rilevanti benefici in termini di sicurezza
degli approvvigionamenti. Gli eventi geopolitici degli ultimi anni,
dalla Primavera Araba all’attuale crisi in Crimea, mostrano
l’urgenza e la rilevanza di promuovere una strategia di
diversificazione delle forniture: l’avvio della produzione di gas
non convenzionale non solo potrebbe rispondere in parte a tale
esigenza ma rivelarsi anche una soluzione meno impattante
rispetto alle altre fonti fossili (petrolio e carbone), a cui potrebbe
sostituirsi nella generazione elettrica, senza necessariamente
incidere sullo sviluppo delle rinnovabili. Sebbene infatti le
previsioni sul futuro apporto delle risorse non convenzionali
all’interno del mix energetico europeo possono variare, lo shale
gas potrebbe essere utilizzato come fonte complementare alle
rinnovabili contribuendo a ridurre la quota carbone utilizzata
nella generazione elettrica8. In questi termini, l’utilizzo di shale
gas senza incidere sulla quota rinnovabili potrebbe contribuire
a produrre benefici climatici in linea con gli obiettivi della politica
ambientale europea9.
Le preoccupazioni ambientali, specialmente il rischio della
contaminazione delle falde acquifere, sono il driver delle
proteste montate in diversi Paesi UE contro il fracking e
contribuiscono a porre una serie di incertezze allo sviluppo
dell’unconventional in Europa. Il processo di estrazione del
gas di scisto è considerato maggiormente industrial-intensive
rispetto alle tecniche convenzionali, con un impatto sul territorio
più incisivo sia dal punto di vista ambientale – a causa delle
sostanze chimiche iniettate e del rischio di contaminazione
del sottosuolo e dell’atmosfera – che in termini di superficie
– richiedendo un numero maggiore di pozzi e spazi più ampi
in cui operare. In particolare, l’acqua sembra essere una delle
questioni centrali che animano il dibattito sullo sviluppo di
questa fonte di energia per una serie di ragioni riconducibili
al processo di fratturazione idraulica, tra cui: un consumo
idrico molto elevato rispetto alle tecniche di estrazione del
gas convenzionale, sebbene considerato inferiore rispetto
alle altre fonti fossili10; rischio di contaminazione delle acque
sotterranee, fonte di acqua potabile, nel caso di inadeguato
isolamento dei pozzi; potenziale incidenza sulla qualità del
suolo e rischio di contaminazione delle acque di superficie in
caso di perdite o inadeguato trattamento delle acque reflue.
Le maggiori complessità ambientali e tecnologiche, che si
acuiscono in un territorio densamente popolato come l’Europa,
nonché le incertezze sulla sua economicità, hanno contribuito
ad alimentare un diffuso scetticismo verso lo sviluppo dello
shale gas in Europa. Se una parte dell’atteggiamento di
contrarietà delle comunità locali potrebbe essere imputabile
al fisiologico fenomeno “Not In My Backyard” (NIMBY), la
stessa Commissione Europea ha sottolineato come la scarsa
accettazione dell’opinione pubblica europea, sfociata in alcuni
casi in aspre contestazioni, sia attribuibile anche alla diffusa
percezione tra i cittadini europei di scarsa informazione e
coinvolgimento sulla questione11. È evidente che la mancanza
di consenso abbia rappresentato un fattore rilevante nella
decisione di diversi stati membri di optare per una moratoria
contro il fracking.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
(continua)
In definitiva, una regolazione chiara ed efficace è essenziale
per dare risposta alle richieste dell’opinione pubblica e per
rendere sostenibile in Europa la produzione di idrocarburi
con fratturazione idraulica ad elevato volume. Data la scarsa
esperienza in materia di sviluppo del gas di scisto, l’UE ha
emanato il 22 gennaio 2014 una raccomandazione intendendo
stabilire una serie di “principi minimi di cui gli Stati membri
dovrebbero tenere conto nell’applicazione o nell’adeguamento
della loro regolamentazione riguardante [tale] attività”12.
L’obiettivo è di ridurre la frammentarietà regolatoria che
attualmente prevale in materia e di uniformare le legislazioni
nazionali verso standard ambientali comuni, conferendo
condizioni eque ai gestori e una maggiore certezza agli
investitori, migliorando il funzionamento del mercato unico
dell’energia, riducendo le preoccupazioni delle comunità
locali.
Come si muovono i paesi europei
Nonostante le raccomandazioni della Commissione Europea,
in Europa, così come avviene negli USA, le decisioni in materia
di mix energetico sono di competenza dei singoli stati membri,
che hanno il diritto di decidere se avviare attività di ricerca o di
produzione non convenzionale e di disciplinarne le condizioni
di sfruttamento conformemente alle normative ambientali
europee. L’atteggiamento dei singoli stati verso lo sviluppo
delle risorse nazionali di shale gas è stato fino ad ora molto
variegato.
Semplificando, si possono distinguere tre macro-gruppi: gli
assolutamente contrari, gli attendisti e i favorevoli. Tra i primi
rientrano Francia, Paesi Bassi e Bulgaria che hanno indetto
una moratoria allo sfruttamento dello shale gas, sebbene una
posizione così estrema non è sempre scevra da dibattiti; nel
caso della Bulgaria, ad esempio, il Ministro dell’Ambiente ha
più volte manifestato una certa propensione all’abolizione di
questo divieto.
Tra i contrari può essere inserita anche l’Italia, dove peraltro
non è stata evidenziata finora la presenza di risorse di gas di
scisto: il Ministero per lo Sviluppo Economico in una recente
nota in merito alla Comunicazione e alla Raccomandazione del
22 gennaio 2014 della Commissione europea (sopra citate) ha
evidenziato come la Strategia Energetica Nazionale, adottata
nel marzo del 2013, non preveda il rilascio di licenze per la
ricerca e lo sfruttamento dello shale gas. Al momento quindi non
paiono esserci le condizioni geologiche, territoriali e ambientali
per la ricerca e coltivazione di gas non convenzionale.
Fra gli Stati attendisti troviamo la Germania, che ha posto
una moratoria sull’attività di perforazione commerciale del
gas ma non sull’attività di ricerca scientifica; la Romania, dove
una persistente opposizione pone il rischio concreto di una
fuga dei capitali, nonostante alcune compagnie abbiano già
avviato attività esplorative; mentre in Svezia gioca soprattutto
il disinteresse nei confronti del gas naturale che, nel 2012, ha
pesato per meno del 2%13 sul consumo di energia primaria
nazionale. Tra i favorevoli, invece, si possono collocare Polonia,
Regno Unito e Ucraina, di cui parleremo approfonditamente
nel prosieguo dell’articolo, ma anche Spagna e Danimarca.
Fig. 2 Mappa delle posizioni dei principali paesi europei in materia di shale gas
Fonte: elaborazioni RIE
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
(continua)
Francia
La Francia può contare sulle risorse di shale gas più consistenti
dopo quelle della Polonia, eppure rientra tra i paesi nettamente
contrari al suo sviluppo. Le prime attività esplorative sono state
bloccate a seguito dell’entrata in vigore della legge del 13 luglio
2011 che vieta l’utilizzo della tecnologia di fratturazione idraulica.
Approvata dal Governo Sarkozy, la norma è stata mantenuta
dall’attuale Presidente Hollande che, nel settembre del 2012, si
è espresso a favore del mantenimento della moratoria durante
tutto il suo mandato14. Una posizione così pregiudizialmente
contraria muove dall’ampia opposizione nazionale che contesta
la pericolosità ambientale dello shale gas, l’impatto negativo
sul turismo delle zone interessate, nonché il mancato avvio di
un serio dibattito pubblico con le comunità locali interessate. A
ciò va aggiunto un peso del gas naturale sui consumi primari di
energia di circa il 16%15 che, in un contesto in cui gran parte
della generazione elettrica proviene dal nucleare, rende meno
tangibile la convenienza economico-energetica dello sviluppo
di risorse non convenzionali di gas.
Tuttavia, attorno allo sfruttamento del gas di scisto è sorto un
acceso dibattito “sotterraneo”16, alimentato dalla presenza,
all’interno del governo, di chi vede nello sfruttamento dello shale
gas uno dei settori chiave per una rapida re-industrializzazione
della Francia. Lo shale gas, quindi, è tutt’altro che una questione
chiusa: lo prova anche la recente pubblicazione di uno studio
condotto da due parlamentari francese sulle tecniche alternative
alla fratturazione idraulica17.
Polonia
Contrariamente alla Francia, la Polonia ha riposto nello
sviluppo delle risorse nazionali di gas non convenzionale tante
e ambiziose aspettative, pur in presenza di altrettanto varie
e complesse criticità. La Polonia detiene il 31% delle risorse
tecnicamente recuperabili dell’UE per un ammontare pari a
circa 4.000 mld mc18.
In Europa, Varsavia è prima per numero di prospezioni
effettuate: dal 2007 ad oggi sono stati perforati circa 50 pozzi
e oltre 300 nuove esplorazioni sono previste entro il 202119.
Oltre un centinaio di licenze sono già state autorizzate, ripartite
tra la compagnia di stato PGNiG e le compagnie energetiche
estere, tra cui Eni, BNK Petroleum, Chevron, ConocoPhilipps,
Cuadrilla, San Leon Energy. Si tratta in ogni caso di risultati
modesti se paragonati agli oltre 1600 pozzi perforati nello
stesso arco di tempo in Pennsylvania.
Lo sviluppo dello shale gas rientra tra le priorità strategiche del
paese per una serie di ragioni: innanzitutto, potrebbe contribuire
agli sforzi di rilancio dell’economia, grazie all’arrivo di ingenti
capitali dall’estero e ritorni economici (royalties e introiti fiscali);
in secondo luogo, potrebbe aumentare la diversificazione
del mix energetico, riducendo la massiccia dipendenza dal
carbone nella generazione elettrica20; in terzo luogo, potrebbe
aiutare a ridurre la dipendenza dalle forniture dalla Russia
da cui proviene l’80% del gas importato21. Sebbene, infatti,
il gas nel paese copra appena il 13% dei consumi primari di
energia, essa costituisce comunque un onere consistente in
termini di costi e di sicurezza energetica. Poter contare su
risorse interne significherebbe, infatti, ridurre drasticamente
la vulnerabilità energetica dal vicino produttore russo,
potendone limitare anche l’influenza a livello diplomatico. Si
tratta di un obiettivo fondamentale della politica energetica del
Paese e nel quale rientrano, insieme allo sfruttamento dello
shale gas, la costruzione dell’impianto di rigassificazione del
GNL a Swinoujscie e il progetto di gasdotto “Baltic Pipe” di
collegamento con la Danimarca per permettere l’importazione
del gas norvegese.
Tuttavia, nonostante gli sforzi profusi e la generale accettazione
sociale22, persistono ancora numerose criticità che frenano
l’ascesa di questo settore:
- Fattori di natura geologica: le prime esplorazioni non hanno
dato i risultati sperati, procrastinando in avanti la possibilità di
un decollo produttivo. Il flusso di produzione dei pozzi è basso
e solo in alcuni casi è stato reso pubblico. Gli scarsi risultati e
la non commerciabilità del gas estratto hanno convinto Exxon,
Talisman e Marathon ad abbandonare il paese nel 2012.
- Mancanza di acqua: la tecnica della fratturazione idraulica
comporta un uso massiccio di risorse idriche ma le risorse
d’acqua polacche sono limitate e fortemente diversificate in
base alle zone e al periodo dell’anno, tanto che ¾ della Polonia
soffre di periodiche fasi di scarsità di acqua23.
- Preoccupazioni sociali ai rischi ambientali: nonostante una
generale accettazione dell’opinione pubblica e le assicurazioni
del governo sull’assenza di danni all’ambiente, si rileva una
diffusa presenza nel paese di gruppi d’opposizione che
lamentano l’inquinamento delle falde acquifere, dei terreni,
dell’aria ed elevati livelli di rumore che provocano danni per
l’agricoltura e il turismo.
- Un sistema infrastrutturale e di trasporto del gas inadeguato:
disporre di un sistema di trasporto efficiente tale da permettere
di veicolare il potenziale di shale gas estratto è una delle
considerazioni principali che portano una compagnia ad investire.
La Polonia è caratterizzata dalla mancanza di un’adeguata rete
di distribuzione del gas; pertanto, qualora si concretizzasse un
effettivo sfruttamento dello shale gas, risulterebbe prioritario
puntare su un mirato sviluppo infrastrutturale.
- Un framework regolatorio incerto: il contesto normativo è
poco definito e caratterizzato da un sistema burocratico lento e
farraginoso. L’Exploration and Production Industry Organization
(OPPPW), che comprende alcune delle compagnie nazionali
e internazionali che operano in Polonia, ha riferito che per
ottenere tutte le autorizzazioni a perforare servono 8 mesi
contro i 45 giorni degli USA, con un possibile allungamento
dei tempi di ulteriori 8 mesi nel caso di modifiche al permesso
ottenuto.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
(continua)
Tali fattori influenzano negativamente la profittabilità economica
dell’estrazione di shale gas causando un allontanamento
dei capitali stranieri. Per tale motivo, ed in vista dell’obiettivo
governativo di raggiungere la prima produzione commerciale
nel 2015, il paese si è mosso recentemente per creare un
clima più favorevole agli investimenti. Va letta in questo senso
la proposta di emendare l’attuale legge sulle attività geologiche
ed estrattive, introducendo modifiche sostanziali volte al rilascio
di un titolo unico per l’esplorazione, ad una diversa definizione
dei diritti di proprietà, alla semplificazione delle procedure
d’investimento24. Inoltre, si attende a breve l’approvazione della
proposta, avanzata a marzo di quest’anno, di non introdurre di
ulteriori tasse speciali o supplementari per un periodo di almeno
sei anni. Tuttavia, vale ricordare che, nonostante alcuni risultati
positivi, come quelli ottenuti dalla San Leon Energy nei pozzi
situati nel Baltic Basin nel Nord del paese, siamo ancora in una
fase iniziale di sviluppo.
Regno Unito
Insieme alla Polonia, il Regno Unito è il paese europeo più
attivo nel tentativo di pianificare le condizioni per uno sviluppo
delle risorse nazionali di shale gas. Oltremanica, le risorse
tecnicamente recuperabili si aggirano intorno ai 730 mld
mc25. Le prime attività esplorative, condotte dalla compagnia
inglese Cuadrilla, risalgono al 2011 ed hanno interessato il
nordovest dell’Inghilterra. Tuttavia, il susseguirsi di scosse
sismiche nell’area costrinse il governo ad indire una moratoria
temporanea sulla fratturazione idraulica, rimossa nel dicembre
2012 solo dopo l’introduzione di meccanismi di controllo più
severi. Da questo momento l’impegno profuso dal governo è
stato massimo e diretto a supportare questo settore, come
dimostra la recente introduzione di un nuovo regime fiscale
più favorevole e incentivante per gli investitori e nuovi criteri
che semplificano le procedure di ottenimento dei permessi
nelle aree interessate. Inoltre, sono state previste delle misure
compensative per le comunità locali, molte delle quali ostili allo
sfruttamento di shale gas, tra cui il pagamento di £100.000 per
ogni sito fratturato durante la fase di esplorazione e l’1% di
rendita sul gas prodotto26.
L’esigenza di promuovere una politica di sviluppo del gas di
scisto nel Regno Unito muove da considerazioni di sicurezza
energetica, relative al declino delle produzioni di petrolio e gas
nel Mare del Nord e alla chiusura di parchi obsoleti di centrali
nucleari e a carbone, e di convenienza economica, potendo
generare nuovi posti di lavoro e benefici economici stimati in
£50 miliardi entro il 203527.
Nonostante il governo abbia riposto notevole fiducia nello
sfruttamento dello shale gas, è poco probabile che il successo
ottenuto negli Stati Uniti possa essere replicato tout court
in Gran Bretagna, per una serie di ragioni. In primo luogo,
lo sviluppo dello shale gas deve coniugarsi con gli obiettivi
governativi di diventare un’economia low-carbon nel prossimo
futuro: secondo alcuni, prolungare la dipendenza dal gas rischia
di rendere più arduo e più costoso il raggiungimento dei target
di riduzione delle emissioni di gas serra. Secondariamente,
il diverso framework regolatorio in materia di proprietà delle
risorse, tempi di autorizzazione, fattori di pianificazione locale
e ambientali comporta necessariamente un allungamento dei
tempi e l’accumularsi di ritardi. Infine, le diverse caratteristiche
geologiche dei giacimenti contribuiscono ad aumentare i
costi di estrazione rispetto a quelli riscontrati in America. In
conclusione, siamo ancora in una fase iniziale di sviluppo ed
i prossimi 12-24 mesi saranno determinanti per il futuro del
settore. A misurare l’interesse delle compagnie contribuirà la
prossima tornata di gare per il rilascio delle licenze, prevista
entro il 2014, su cui si sono create aspettative più positive
rispetto al deludente esito del precedente round del 200828.
Ucraina
Per la vastità delle sue risorse e per gli indubbi benefici che ne
ricaverebbe, specie in relazione alle recenti vicende politiche
che l’hanno resa protagonista, l’Ucraina mostra un chiaro
interesse a sfruttare il potenziale di shale gas di cui dispone.
Il paese può contare infatti su oltre 3.600 mld mc di risorse
stimate, terze per estensione in Europa dopo quelle di Polonia
e Francia.
Diversi fattori giocano in favore delle ambizioni del paese
di diventare un grande produttore di shale gas tra cui: una
composizione geologica similare a quella della Polonia; la
presenza di abbondanti risorse idriche e di enormi aree rurali
poco popolate; la forte esigenza politica di ridurre la dipendenza
energetica dalla Russia; una strutturata, seppur obsoleta, rete
di distribuzione e un capillare sistema di gasdotti, in virtù del
ruolo di paese di transito del gas russo verso l’Europa.
Tuttavia, sebbene rilevanti pressioni -soprattutto politichespingano il paese in questa direzione una serie di ostacoli
contribuiscono a ritardare lo sviluppo concreto dello shale gas,
in particolare: la mancanza di capitali e di investitori disposti ad
assumersi l’elevato rischio di operare in un contesto instabile da
un punto di vista politico e incerto da quello regolatorio. Ad oggi,
ad investire nel paese sono principalmente Shell, Chevron ed
Exxon Mobil, con accordi di production sharing, ed Eni e TNKBP che hanno avviato attività di esplorazione; tuttavia, la loro
presenza è legata al miglioramento della complessa situazione
politica nazionale.
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Prospettive future
Le prospettive per il gas non convenzionale conferiscono a
questa fonte un ruolo sempre più importante nel soddisfare la
domanda globale: il Nord America è il vero driver di questa
crescita, sebbene alcune dinamiche di rilievo interesseranno,
specie dal 2020, anche i paesi non-OCSE, in primis la Cina.
Nel caso dell’UE, il quadro che si delinea mostra un futuro
meno roseo: infatti, a fronte di una sostanziale crescita della
produzione non convenzionale a livello mondiale – il cui peso
sull’output totale passa dal 17% al 27% nel periodo 2011-2035
– i valori previsivi per l’Europa mostrano uno quadro meno
incoraggiante, con lo shale gas che in oltre due decenni arriva
a contribuire per circa il 4% sulla produzione incrementale di
questa fonte a livello mondiale e per meno del 3% sul totale
unconventional.
CBM**
Shale gas
Fig. 3 Prospettive di crescita della produzione di gas non convenzionale nelle principali regioni*
Stati Uniti
Cina
Canada
Argentina
India
Unione Europea
Algeria
Messico
Indonesia
Totale mondo
2011-2020
2020-2035
170
Australia
Cina
India
Canada
Stati Uniti
Totale Mondo
70
0
*stime del New Policies Scenario, AIE
** Coal Bed Methane
343
167
100
200
mld mc
300
400
500
600
Fonte: elaborazioni su dati WEO 2013
Attualmente, nell’UE la produzione commerciale del gas di
scisto non è ancora stata intrapresa29 ma ne è atteso l’avvio
nel 2015-2017 in alcuni Stati membri, in primis la Polonia.
Al 2035, l’AIE stima nel suo scenario di riferimento30 una
produzione di shale gas di circa 20 mld mc, pari quasi al 20%
della produzione totale di gas dell’UE. Tuttavia, nonostante una
generale stabilità dei consumi di gas europei, previsti crescere
dello 0,5% medio annuo nel periodo 2011-2035, l’apporto
della produzione non convenzionale risulterebbe marginale e
quantificabile in una copertura della domanda pari a meno del
4% a fine periodo.
Al fine di valutare il diverso contributo dello shale gas sulla
produzione e sulla domanda totale di gas in UE31, si propone
un’analisi comparata degli esiti di tre scenari AIE: il reference
case del WEO 2013 (NPS), il più ottimista Golden Rules Case
2012 (GRC) e il più conservativo Low Unconventional Case
2012 (LUC).
Nel primo, considerato lo scenario di maggior consenso che tiene
conto sia delle politiche governative in via di implementazione
che di quelle annunciate ma non ancora attuate, le stime
relative alla produzione di shale gas sono contenute – meno
del 4% sul totale domanda di gas – mentre la dipendenza dalle
importazioni di questa fonte cresce di 20 punti percentuali, dal
62% nel 2011 all’81% nel 2035. Ad un solo anno di distanza
dalla pubblicazione, il WEO 2013 mostra una maggiore cautela
rispetto all’ottimismo esibito nel “Golden Rules for a Golden Age
of Gas”. Nell’Outlook GRC, infatti, che si basa sull’applicazione
delle “Regole d’Oro”32 definite dall’Agenzia di Parigi, l’AIE
stima un consistente sviluppo di questa fonte, nell’intorno
dei 77 mld mc a fine periodo, arrivando a coprire il 12% della
domanda e generando benefici diretti in termini di riduzione
della dipendenza dall’importazione di gas. Profondamente
diversi gli esiti del LUC che, prevedendo un apporto nullo dello
shale gas sull’offerta gasiera dell’UE al 2035, implica altresì
una dipendenza dall’estero superiore di 12 punti percentuali
rispetto a quanto stimato nel GRC.
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Fig. 4 Previsioni sulla ripartizione della domanda di gas UE con diverso contributo di shale gas, NPS vs GRC
Scenario di riferimento del WEO 2013:
prevede uno sviluppo contenuto di shale gas
che raggiunge i 20 mld mc al 2035 (19% sulla
produzione totale di gas e quasi il 4% sulla
domanda totale di gas)
Scenario Golden Rules Case, definito dall'AIE
nel 2012, prevede uno sviluppo consistente
dello shale gas, con un apporto di quasi 80 mld
mc al 2035 (47% sulla produzione totale di
gas e 12% sulla domanda totale di gas)
Scenario Low Unconventional
Case, definito dall'AIE nel 2012,
prevede che non ci sia sviluppo
di shale gas in UE.
100%
80%
62%
60%
73%
Domanda
gas totale
81%
73%
74%
75%
86%
40%
20%
38%
27%
19%
27%
26%
25%
14%
0%
2011
Produzione
2020
2035
NPS 2013
Importazioni nette
2020
2035
2020
2035
GRC 2012
LUC 2012
Apporto shale gas sul totale prodotto
Fonte: elaborazioni su dati WEO 2013 e Golden Rules for a Golden Age of Gas 2012
Dalle risultanze sopra esposte si possono tracciare una
serie di considerazioni rilevanti sulle potenzialità dello shale
gas in Europa: 1) tutti gli scenari considerati prevedono un
aumento delle importazioni di gas in UE nel medio termine
rispetto al 2011; 2) l’aumento della dipendenza europea dalle
importazioni risulta più contenuta nel GRC che, potendo
contare su un maggiore apporto di shale gas, prevede un
distacco di 7 punti percentuali rispetto al NPS e di 12 rispetto
al caso di mancato sviluppo; 3) tutti gli scenari prevedono un
tendenziale calo della produzione interna di gas naturale nel
periodo 2011-2020, mentre nel periodo successivo 2020-2035 i
trend si differenziano, con un andamento decrescente nel NPS
e nel LUC, sebbene più accentuato in quest’ultimo, ed una
sostanziale tenuta nel GRC. Pertanto, si può concludere che,
nonostante l’apporto di shale gas non sia atteso determinare
stravolgimenti nell’upstream gasiero europeo e nella struttura
dell’offerta – come accaduto invece per gli Stati Uniti dove
la produzione interna è aumentata del 20% in 5 anni33 –
un suo sviluppo più consistente consentirebbe tuttavia di
controbilanciare parzialmente il naturale declino produttivo
europeo, stabilizzando la produzione futura sui livelli del 2020
con conseguenti effetti sulla sicurezza degli approvvigionamenti
e sulla fattura energetica di Bruxelles.
1 Fonte: EIA DOE, Technically recoverable shale oil and shale gas resources: an assessment of 137 shale formations in 41 countries outside the United States, 2013. Le stime
rilasciate dall’EIA DOE nel rapporto del 2013 sono sensibilmente differenti rispetto a quelle precedenti rilasciate nel 2011. Gli aggiustamenti possono riflettere una riduzione della
reale portata dello shale gas presente o al contrario, in alcuni casi, un suo aumento, conseguente alla pubblicazione di nuovi studi geologici regionali o all’avvio delle prime attività
esplorative, che hanno fornito maggiori informazioni al riguardo. Per ciò che concerne il dato complessivo dell’Unione Europea e quello dell’Europa qui considerati non si registrano
variazioni sostanziali perché la riduzione dell’ammontare di risorse di alcuni paesi (ad es. Francia e Polonia) o l’azzeramento delle risorse norvegesi a causa dei risultati deludenti
che hanno restituito le prospezioni dell’area di Alum Shale sono stati compensati dall’aumento registrato in altri paesi (Regno Unito, Paesi Bassi, UK e soprattutto Ucraina triplicate) o
dall’inserimento di paesi prima non considerati come Romania, Spagna e Bulgaria.
2 Per risorse tecnicamente recuperabili si intendono i volumi di gas naturale che possono essere prodotti con l’attuale tecnologia, senza tenere conto del prezzo del gas o del costo
di produzione dello stesso. Le risorse tecnicamente recuperabili si differenziano da quelle economicamente recuperabili, che sono quelle che possono essere prodotte alle attuali
condizioni di mercato. La recuperabilità economica delle risorse dipende da tre fattori: il costo di perforazione e completamento di un pozzo; l’ammontare di gas prodotto da un
pozzo nel suo ciclo di vita; il prezzo pagato per la produzione del gas. L’esperienza americana suggerisce che oltre a fattori geologici ad influenzare la recuperabilità economica
sono i fattori above the ground. Fonte: EIA DOE,Technically recoverable shale oil and shale gas resources: an assessment of 137 shale formations in 41 countries outside the United
States, 2013.
3 Fonte: COM(2014), Comunicazione della Commissione al Consiglio e al Parlamento europeo sulla ricerca e la produzione di idrocarburi (come il gas di scisto) mediante la
fratturazione idraulica ad elevato volume nell’UE, Bruxelles, 22 gennaio 2014.
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4 Fonte: Buchan David, Can shale gas transform Europe’s energy landscape?, Center for European Reform (CER), luglio 2013; Stevens Paul, The Shale Gas Revolution:
Developments and Changes, Chatham House, 2012; Geny Florence, Can Unconventional Gas be a Game Changer in European Gas Market?, The Oxford Institute for Energy
Studies, dicembre 2010.
5 Il Joint Research Center della Commissione Europea ha stimato nel 2012 un prezzo di breakeven europeo nell’intervallo di $5-12/MBtu contro quello statunitense di $3-7/MBtu.
Fonte: JRC, Unconventional Gas: Potential Energy Market Impacts in the European Union, 2012.
Il prezzo spot del gas naturale negli USA (Henry hub) è calato dal picco di $13/Mbtu a metà 2008 fino ai $2/Mbtu nel 2012. Fonte: JRC, Unconventional Gas: Potential Energy Market
Impacts in the European Union, 2012.
6 Il prezzo spot del gas naturale negli USA (Henry hub) è calato dal picco di $13/Mbtu a metà 2008 fino ai $2/Mbtu nel 2012. Fonte: JRC, Unconventional Gas: Potential Energy
Market Impacts in the European Union, 2012.
7 Nel 2012, l’80% del totale importazioni di gas della Polonia sono state assicurate dalla Russia.
8 Pöyry e Cambridge Econometrics, Macroeconomic effects of European shale gas production, A report to the International Association of Oil and Gas Producers (OGP), novembre
2013.
9 Secondo uno studio dell’AEA commissionato dalla Commissione Europea , infatti, dal rimpiazzo del carbone nella generazione elettrica si potrebbe ottenere una risparmio in
termini di emissioni del 41-49%; la percentuale scende al 2-10% nel caso del gas convenzionale importato dall’estero tramite pipeline e a 7-10% per il GNL. Al contrario, il gas di
scisto risulterebbe meno performante, producendo dall’1% al 5% in più di emissioni, rispetto al gas convenzionale trasportato tramite pipeline dall’interno dell’UE. Tuttavia, questo
vantaggio climatico potrebbe essere ridotto o addirittura annullato nel caso di uno sviluppo dello shale gas non efficacemente regolamentato, in cui non sia incentivato l’utilizzo di
sistemi necessari a ridurre le emissioni derivanti dalle operazioni di estrazione e produzione dei pozzi. Fonte: AEA, Climate impact of potential shale gas production in the EU, Report
for European Commission DG CLIMA, 2012.
10 Il consumo d’acqua per la produzione di shale gas è compreso tra i 7,5 e i 23 litri d’acqua per MegaWattora termico mentre è praticamente irrisorio per l’estrazione di gas
convenzionale. Tuttavia, va rilevato che l’acqua necessaria nell’estrazione delle altre fonti fossili è maggiore rispetto a quella consumata per lo shale gas: 2-4 volte maggiore per il
carbone e 4-10 volte per il petrolio. Fonte: Zuliani Filippo, Shale gas e consumo d’acqua, AgiEnergia, 26 marzo 2014; Mielke Erik, Diaz Anadon Laura, Narayanamurti Venkatesh,
Water Consumption of Energy Resource Extraction, Processing and Conversion, Belfer Center for Science and International Affairs, ottobre 2010.
11 La Commissione Europea ha avviato a fine 2012 una consultazione pubblica su quasi 23.000 cittadini europei che si sono espressi riguardo lo sviluppo dello shale gas nel
Vecchio Continente. I risultati sono disponibili nel seguente rapporto: DG Ambiente della Commissione Europea, Analysis and presentation of the results of the public consultation
"Unconventional fossil fuels (e.g. shale gas) in Europe, BIO Intelligence Service, ottobre 2013.
12 Raccomandazione della Commissione del 22 gennaio 2014 sui principi minimi applicabili alla ricerca e produzione di idrocarburi (come il gas di scisto) mediante la fratturazione
idraulica ad elevato volume, in G.U. L 39/72 dell'8/2/2014.
13 Fonte: BP, BP Statistical Review, 2013.
14 Tale posizione è stata condivisa anche dalla Corte Costituzionale francese che ha espresso il dissenso verso lo sviluppo dello shale gas in una sentenza relativa ad una causa che
vedeva coinvolta la compagnia di esplorazione americana Schuepbach Energy LLC.
15 Fonte: BP, BP Statistical Review, 2013.
16 Fonte: de Saint Jacob Y., Shale Gas: Dibattito “sotterraneo” in Francia, AgiEnergia, 3 aprile 2013.
17 Si tratta di tecnologie che utilizzano gas propano o elio, o ancora archi elettrici, ma con scarse probabilità di essere tecnicamente applicabili nel breve periodo. Lo studio ha
scatenato reazioni diverse tra chi si è detto favorevole e chi contrario.
18 Questi dati sono stati rivisti al ribasso di oltre 1.000 mld mc rispetto alla precedente rilevazione EIA DOE del 2011, a causa dei scarsi risultati ottenuti durante le prime fasi
esplorative. Ancora più ribassista, invece, la stima del PGI-PIB (Polish Geological Institute-National Research Institute) secondo la quale l’ammontare complessivo dello shale gas
presente può raggiungere un massimo di 1.900 mld mc, di cui fra 350 e 760 quelle probabilmente recuperabili. Fonte: Uliasz-Misiak B. Przybycin A., Winid B., Shale and tight gas in
Poland-legal and environmental issue, in Energy Policy, 65, 2014.
19 Dichiarazione del Ministro dell’Ambiente polacco. Fonte: Poland looks to give shale gas sector new boost, Platts, 6 gennaio 2014.
20 Ad oggi l’elettricità è prodotta per il 90% dal carbone, di cui il Paese vanta la seconda produzione europea.
21 Fonte: Johnson C. e Boersma T., Energy (in)security in Poland the case of shale gas, in Energy Policy, 53 2013.
22 Lena Kolarska-Bobinska, membro polacco del Parlamento Europeo, afferma che il 70% della popolazione, compresa quella più vicina alle aree di perforazione, supporta la
produzione di shale gas. Fonte: Economic Impacts of Shale Gas in the Netherlands. Final Report, 1 marzo 2014. L’opinione pubblica è storicamente abituata alle attività estrattive,
specie quella del sud-ovest del paese particolarmente sensibile al fenomeno dell’inquinamento prodotto dalle centrali a carbone. Fonte: Sazlai P., The Shale Gas Revolution: Can It
Cross the Atlantic?, European issues, n°293, 5 novembre 2013.
23 Fonte: Uliasz-Misiak B. Przybycin A., Winid B., Shale and tight gas in Poland-legal and environmental issue, in Energy Policy, 65, 2014, pag. 69.
24 La prima bozza di legge è stata presentata nel marzo del 2013 e si attende la sua entrata in vigore il 1 gennaio del 2015.
25 Tale stima, rilasciata dall’EIA DOE, è stata nettamente rivista al rialzo dal British Geological Institute che indica la presenza addirittura di 3.760 mld mc.
26 Fonte: Economic Impacts of Shale Gas in the Netherlands. Final Report, 1 marzo 2014.
27 Fonte: Hutchinson M., Le prospettive dello shale gas in Gran Bretagna, Agienergia, 3 aprile 2013.
L’ultima crisi russo-ucraina ha certamente fornito al governo una potente motivazione a sostegno dello shale gas, anche se la riduzione della dipendenza dalla Russia nel caso del
Regno Unito assume più una valenza simbolica che un imperativo economico, dal momento che le importazioni dirette da Mosca sono praticamente nulle.
28 Il bidding round del 2008 ebbe risultati mediocri con solo 55 licenze concesse su un totale di 182. Si stima che il boom dello shale gas in Nord America e le attività di M&A condotte
da Centrica, GDF Suez e Total (quest’ultima entrata a gennaio 2014) possano aver contribuito ad aumentare l’interesse per la nuova tornata. Fonte: Spaldin D. e Waszkiewicz A.,
Fracking in the UK: the Shale Gas Industry Begins to Take Shape, Natural Gas Europe, 25 febbraio 2014.
29 Attualmente, sono state realizzate solo alcune prove pilota di produzione. Fonte: COM(2014), Comunicazione della Commissione al Consiglio e al Parlamento europeo sulla
ricerca e la produzione di idrocarburi (come il gas di scisto) mediante la fratturazione idraulica ad elevato volume nell’UE, Bruxelles, 22 gennaio 2014.
30 Per scenario di riferimento dell’AIE si intende il New Policies Scenario (NPS) definito nel WEO 2013.
31 Nonostante il diverso anno di pubblicazione dei tre scenari, due nel 2012 e uno nel 2013, l’assenza di sostanziali shock lato domanda e lato offerta in Europa permette una
comparazione efficace, finalizzata ad individuare le conseguenze dirette di un diverso sviluppo di shale gas sulla dipendenza europea dalle importazioni di gas e sul trend della
produzione di gas europea.
32 Le “Regole d’Oro” dell’AIE sono una serie di consigli diretti ai decisori politici, ai regolatori e agli operatori del settore e finalizzati a minimizzare, da una parte, l’impatto sull’ambiente
e sulle risorse idriche (isolamento dei pozzi dalla falda, monitoraggio continuo, regolamenti sul riuso e riciclo delle acque reflue, etc) e, dall’altra, a ridurre la possibile opposizione delle
popolazioni locali, aumentando la trasparenza nel processo decisionale e il coinvolgimento delle comunità locali.
33 La produzione di gas naturale negli Stati Uniti è passata da 511 mld mc nel 2005 a 609 nel 2010, con la quota unconventional che è passata dal 44% al 59%; in particolare,
l’apporto di shale gas sul totale produzione è balzato dal 4% al 23%. Fonte: Golden Rules for a Golden Age of Gas, AIE 2012.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Novità normative di settore
A cura del GME
ENERGIA ELETTRICA
■ Comunicato agli operatori del GME│“MTEE:
pubblicazione DTF n. 03 rev. 04 del mercato dei TEE”│
pubblicato il 26 marzo 2014│Download http://www.
mercatoelettrico.org/it/homepage/popup.aspx?id=164
Con il comunicato in oggetto il GME ha reso noto agli
operatori che è stata pubblicata la DTF n. 03 rev. 04 MTEE,
modificata al fine di disciplinare le modalità di determinazione
del prezzo convenzionale minimo - ovvero il valore del
deposito, richiesto in anticipo per ciascun TEE, agli operatori
che intendono presentare offerte di acquisto nel corso
della successiva sessione del mercato - nei casi in cui:
- si rendesse necessario incrementare il numero delle
sessioni in vista della scadenza per l’adempimento all’obbligo;
- qualora intercorrano giorni festivi nel periodo in cui le
sessioni di mercato hanno luogo almeno una volta a
settimana, e ciò rendesse operativamente difficoltoso
l’accesso al Registro titoli da parte degli operatori;
- ci si trovi in corrispondenza delle ultime sessioni di mercato utili
prima della scadenza dell’obbligo - 31 maggio di ciascun anno.
Secondo quanto disposto dalla versione aggiornata della
DTF n. 03 rev. 04 MTEE, nei casi sopra indicati, il GME potrà
dunque fissare, in via eccezionale, un prezzo convenzionale
superiore ai € 30 (attuale valore del prezzo convenzionale),
tale da favorire, possibilmente, una totale copertura
finanziaria delle transazioni eseguite in ambito MTEE.
Ciò consentirà al GME di procedere al termine della
sessione di mercato al contestuale trasferimento dei TEE
negoziati sui rispettivi conti proprietà degli Operatori.
Il prezzo convenzionale minimo che verrà stabilito dal
GME al ricorrere dei casi sopra indicati sarà pubblicato
sia nella schermata di accesso al mercato TEE, sia nella
pagina di pubblicazione del calendario delle sessioni,
con un preavviso di almeno 7 giorni di calendario.
■ Comunicato agli operatori del GME│ “Chiusura
del
Mercato
delle
Unità
di
Emissione”│
pubblicato il 6 marzo 2014│Download http://www.
mercatoelettrico.org/it/homepage/popup.aspx?id=161
Con il comunicato in oggetto, il GME ha informato gli operatori
che, in data 5 marzo 2014, il Consiglio di Amministrazione della
società in attuazione delle nuove disposizioni del Regolamento
del Mercato delle Unità di Emissione dei gas a effetto serra (nel
seguito: Regolamento), ha deliberato la chiusura di tale mercato
a far data del 22 marzo 2014.
A completamento, si segnala inoltre che, per effetto della
chiusura del mercato della CO2:
- tutti gli operatori ammessi al medesimo mercato hanno perso
la qualifica di operatore assunta ai sensi del Regolamento;
- tutti i contratti di adesione stipulati con gli operatori in esito alla
procedura di ammissione di cui al Regolamento ed ancora in
essere alla data citata si intendono sciolti, restando comunque
efficaci le obbligazioni assunte dall’operatore sul Mercato delle
Unità di Emissione dei gas a effetto serra e non ancora estinte
al momento della chiusura dello stesso;
- il GME stesso non darà corso alle procedure di ammissione
relative alle domande di ammissione al Mercato delle Unità
di Emissione dei gas a effetto serra presentate nel corso del
periodo di sospensione di tale mercato.
■ Delibera AEEG-SI del 13 marzo 2014 107//2014/R/
EFR│“Modalità di applicazione del meccanismo dei titoli di
efficienza energetica nel caso dei grandi progetti nonché
definizione e modalità di riconoscimento del valore costante
per i medesimi titoli”│pubblicata il 14 marzo 2014│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/14/107-14.htm
Nell’ambito del meccanismo di incentivazione relativo ai TEE, il
Decreto Interministeriale 28 dicembre 2012, nel definire i nuovi
obiettivi quantitativi nazionali annui di risparmio energetico
che devono essere perseguiti attraverso il meccanismo
dei certificati bianchi per il periodo 2013-2016, ha altresì
introdotto (crf. Art. 8) la disciplina relativa ai grandi progetti,
ovvero i progetti di efficientamento energetico realizzati su
infrastrutture, su processi industriali o relativi a interventi
realizzati nel settore dei trasporti che generano, nell’arco di un
anno dalla loro implementazione, risparmi, anche potenziali,
superiori o uguali a 35.000 tep (di seguito: Grandi Progetti).
Segnatamente, l’Art. 8 comma 3 del citato Decreto dispone che
relativamente alla gestione dei Grandi Progetti, sia “riconosciuta
[all’operatore proponente] altresì la facoltà di optare per un
regime che assicuri un valore costante del certificato per
l’intera vita utile dell’intervento, pari al valore vigente alla data di
approvazione del progetto” e che, allo scopo, l’AEEG definisca
“le modalità operative di tale previsione, avuto riguardo alle
eventuali fluttuazioni del valore di mercato del certificato”.
Ciò premesso, con la deliberazione in oggetto, il Regolatore
ha definito le modalità di applicazione del meccanismo dei
TEE nel caso dei Grandi Progetti nonché i criteri e le modalità
di riconoscimento del valore costante per i medesimi titoli.
Relativamente alle modalità di applicazione del meccanismo
dei TEE nel caso dei Grandi Progetti, l’AEEG ha disposto che il
proponente che intende accedere al regime che assicura un valore
costante dei TEE, debba esprimere tale volontà contestualmente
alla richiesta presentata al Ministero dello Sviluppo Economico per
l’attivazione della procedura di valutazione del Grande Progetto
ai sensi dell’articolo 8, comma 1, del decreto interministeriale
28 dicembre 2012 e che tale scelta debba essere effettuata,
in via definitiva dal medesimo proponente, al termine della
citata procedura di valutazione. Detta scelta non può pertanto
essere modificata nel corso della vita utile del progetto e trova
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INNA
PAA33G55I N A 3 5
NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
applicazione a valere per l’intero periodo di incentivazione.
Con riferimento ai TEE riconosciuti in relazione ai Grandi Progetti
per i quali si opti per il regime di remunerazione fisso, i titoli
vengono emessi e contestualmente ritirati dal GSE. Detti certificati
non possono essere utilizzati dai distributori per adempiere ai
propri obblighi e non possono essere oggetto di negoziazione.
Diversamente, i TEE relativi ai risparmi (o eventuali premialità)
riguardanti i Grandi Progetti che non accedono al regime che
assicura un valore costante sono, invece, equiparati ai TEE
di analoga tipologia derivanti dagli altri interventi ammessi al
meccanismo di remunerazione. Tali titoli possono quindi essere
utilizzati dai distributori per assolvere ai propri obblighi dando luogo
alla conseguente erogazione del contributo tariffario secondo
le modalità di cui alla deliberazione AEEG n.13/2014/R/efr.
Rispetto alla definizione del valore costante dei TEE da
riconoscere ai Grandi Progetti che optano per il regime di
incentivazione fisso, l’Art. 3 del provvedimento de quo, ha
disciplinato le modalità per la relativa definizione, indicando che
tale valore verrà fissato nel rispetto dei criteri fissati dall’Autorità
e, temporalmente, nell’ambito della procedura di valutazione e
dell’istruttoria tecnico-economica condotte ai sensi dell’articolo
8, commi 1 e 2, del decreto interministeriale 28 dicembre 2012.
Pertanto, ai fini della relativa quantificazione, il proponente
del Grande Progetto dovrà dare evidenza al GSE, nell’ambito
della richiamata istruttoria tecnico-economica, di tutte le
voci di costo utilizzate per dare avvio al Grande Progetto.
A completamento, si
osserva che il Regolatore ha
specificato anche le modalità di erogazione del valore
costante per i TEE rilasciati per i Grandi Progetti
che accedono al regime di incentivazione fisso.
Infine, l’AEEG - ai sensi del combinato disposto dell’Art. 29,
comma 2, del decreto legislativo 28/11 e dell’Art. 9, comma 2,
del decreto interministeriale 28 dicembre 2012 - ha stabilito con
la deliberazione in oggetto che i distributori possono utilizzare,
ai fini del soddisfacimento dei propri obblighi, oltre alle tipologie
già previste, anche i titoli corrispondenti ai risparmi realizzati
nel settore dei trasporti, ovvero i titoli di tipo IV e di tipo V e che,
di conseguenza, il contributo tariffario unitario di cui all’articolo
3, comma 2, della deliberazione 13/2014/R/efr verrà erogato
anche per i titoli di tipo V (prima esclusi), sulla base delle
medesime modalità già previste per le altre tipologie di TEE.
■
Documento per la consultazione 101/2014/E/
com│“Criteri e modalità di applicazione degli obblighi
previsti dal Regolamento REMIT di pubblicazione
delle informazioni privilegiate”│pubblicato il 13 marzo
2014│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/14/057-14.htm
Nelle more della conclusione a livello europeo del processo
di definizione delle regole per l’operatività dei sistemi di
monitoraggio e controllo dei mercati, l’AEEG con il documento
di consultazione in oggetto ha inteso favorire il confronto con
gli operatori di mercato in ordine all’assolvimento dell’obbligo di
pubblicazione delle informazioni privilegiate di cui all’art. 4 del
REMIT. In particolare atteso quanto già indicato dall’ACER nelle
linee guida, l’AEEG ha formulato appositi quesiti relativamente
ai seguenti aspetti:
• Natura delle informazioni privilegiate: ovvero se i criteri indicati
dall’ACER per valutare l’impatto sui prezzi delle informazioni
privilegiate nonché l’elenco delle fattispecie che possono
essere ricondotte nell’alveo delle informazioni privilegiate
possano considerarsi esaustive;
• Modalità di assolvimento dell’obbligo di pubblicazione delle
informazioni privilegiate: ovvero se in relazione alle indicazioni
fornite dall’ACER al riguardo (ivi incluso il profilo temporale),
sussistano eventuali criticità o talune implicazione di carattere
operativo connesse alle modalità di adempimento dell’obbligo
da tenere in debito conto;
• Attuazione degli obblighi di pubblicità delle informazioni
privilegiate: in considerazione della preferenza espressa
dall’ACER relativamente all’istituzione di una piattaforma
centralizzata per la pubblicazione delle informazioni privilegiate,
l’AEEG ripercorre le implicazioni connesse a due possibili
alternative:
- nel breve termine, assolvimento dell’obbligo da parte degli
operatori di mercato mediante l’esclusiva pubblicazione delle
informazioni privilegiate sul sito internet degli stessi;
- istituzione di una piattaforma centralizzata a livello nazionale.
La percorribilità di una siffatta soluzione, osserva l’AEEG,
va considerata anche alla luce della possibile successiva
istituzione di una piattaforma centralizzata a livello europeo
che potrebbe determinare il superamento di quella nazionale.
Con riferimento alla possibilità d’istituire una piattaforma
centralizzata per la pubblicazione delle informazioni privilegiate,
l’AEEG sottopone alla valutazione degli stakeholder le seguenti
opzioni:
• Piattaforma centralizzata unica per la pubblicazione delle
informazioni privilegiate, valevole sia per il mercato elettrico
che per il mercato del gas naturale, organizzata e gestita da un
operatore istituzionale quale il GME: tale soluzione, a cui l’AEEG
sembra associare maggiori profili di efficienza, presuppone,
osserva l’AEEG, una riorganizzazione dei flussi informativi ad
oggi vigenti al fine di far confluire tutte le informazioni in un’unica
piattaforma, evitando duplicazioni degli obblighi informativi in
capo agli operatori;
• Due distinte piattaforme centralizzate per la pubblicazione
delle informazioni privilegiate, una per il mercato elettrico e l’altra
per il mercato del gas, organizzate e gestite rispettivamente da
Terna e da Snam Rete Gas: in tal caso, sottolinea l’AEEG, il
beneficio principale dipenderebbe sia dal fatto che gran parte
delle informazioni privilegiate di cui si richiede la pubblicazione
sono già nella disponibilità dei TSO sia dalla possibilità di
adottare una soluzione nazionale che, a tendere, possa
convergere verso le piattaforme europee di ENTSO-E ed
ENTSO-G.
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
In linea generale l’AEEG ritiene che l’istituzione di una
piattaforma centralizzata per l’assolvimento dell’obbligo
imposto dal REMIT consentirebbe di conseguire un risultato
più efficiente per le seguenti motivazioni:
- una più ampia diffusione delle informazioni privilegiate nonché
un accesso più semplice e rapido all’informazione;
- il superamento delle criticità sollevate dall’AGCM in termini di
impatti concorrenziali, mediante la pubblicazioni di informazioni
aggregate tali da non favorire comportamenti collusivi da parte
degli operatori di mercato;
- benefici economici in termini di economie di scala ed
esternalità positive.
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
APPUNTAMENTI
appuntamenti
Agenda GME
■ 10 giugno
ACER Annual Conference 2014. ‘REMITage: the age of
REMIT’
Ljubljana, Slovenia
Organizzatore: ACER
www.acer.europa.eu
Gli appuntamenti
15 aprile
Il recepimento della direttiva europea sull’efficienza
energetica
Roma, Italia
Organizzatore: Verona Fiere
www.smartenergyexpo.net
15-16 aprile
6th Annual Wind Energy Operations and Maintenance
Summit USA
Dallas, TX, Usa
Organizzatore: Wind Energy Update
www.goo.com
16 aprile
Il meccanismo dei certificati bianchi: un volano di
competitivita’ per le imprese italiane. Presentazione del
nuovo rapporto annuale a cura del Gse
Roma, Italia
Organizzatore: GSE
www.gse.it
24-25 aprile
Benchmarking Market Integrity and Transparency in
Energy Trading
Londra, Inghilterra
Organizzatore: Marcus Evans
www.marcusevans-conferences-paneuropean.com
23-25 aprile
Energy Quest 2014
Ekaterinburg, Russia
Organizzatore: Wessex Institute of Technology, UK & Ural
Federal University, Russia
www.wessex.ac.uk
27-28 aprile
ACORE National Renewable Energy Policy Forum
Washington DC, Usa
Organizzatore: American Council on Renewable Energy
www.acorepolicyforum.com
5 maggio
Convegno annuale AIGET
Milano, Italia
Organizzatore: AIGET
www.aiget.it
7-8 maggio
ICERE 2014 International Conference on Environment
and Renewable Energy
Parigi, Francia
Organizzatore: Climate Action
www.energy.conference-site.com
7-9 maggio
Solarexpo
Milano, Italia
Organizzatore: Fieramilano
www.solarexpo.com
12 maggio
AEBIOM Bioenergy Conference 2014
Brussels, Belgium
Organizzatore: AEBIO
www.aebiom.org
13-14 maggio
Decentralised Energy '14 Forum
Londra, Regno Unito
Organizzatore: Climate Action
www.decentralisedenergy.com.
15 maggio
3rd Gas Target Model Stakeholders Workshop
Brussels, Belgium
Organizzatore: Acer
www.acer.europa.eu
22 maggio
2030 Reasons to Integrate Renewable Heating and
Cooling: Innovation, Technology Development and
Market Uptake
Brussels, Belgium
Organizzatore: RHC-Platform
www.rhc-platform.org
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Gli appuntamenti
26-28 maggio
5th Annual Quantitative Analysis in Commodity and
Energy Trading
Berlino, Germania
Organizzatore: Marcus Evans
www.marcusevans-conferences-paneuropean.com
29 maggio
10th Pakistan Oil, Gas & Energy Industry Conference
Lahore Expo Centre, Pakistan
Organizzatore: POGEE
www.pogeepakistan.com
10 giugno
CFO Summit
Milano, Italia
Organizzatore: Business International
www.businessinternational.it
19 giugno
Forum Efficienza Energetica
Milano, Italia
Organizzatore: Business International
www.businessinternational.it
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APPUNTAMENTI
appuntamenti
newsletter del gme
Pubblicazione mensile in formato elettronico
Iscrizione al Tribunale di Roma n. 456/07 del 28/09/07
Direttore Responsabile: Alessandro Talarico
Proprietario ed Editore: Gestore dei Mercati Energetici S.p.A.
Largo Tartini, 3/4 - 00198 Roma
www.mercatoelettrico.org
[email protected]
Progetto a cura del GME, in collaborazione con
GMC — Giuseppe Marra Communications S.p.A. e Adnkronos Comunicazione S.p.A.
REF-E S.r.l.
R.I.E. S.r.l. - Ricerche Industriali ed Energetiche
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per problemi tecnici o cause esterne al controllo del GME.
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MERcATI ENERgETIcI EUROPA

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