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.
74
AGOSTO '14
approfondimenti
EU-ETS: andamento del meccanismo alla luce della
pubblicazione dei dati emissivi per il 2013
di Emanuele Vendramin - RIE
La Commissione europea ha recentemente reso pubblici i dati
di compliance emissiva per gli impianti regolati dall’Emissions
Trading Scheme. In base alle disposizioni del Pacchetto Clima
Energia le installazioni europee che impiegano dei processi
industriali ad alta intensità carbonica o che sono dotate di
impianti di combustione con potenza calorifera superiore a 20
MW devono pubblicare entro il 2 aprile di ogni anno sul registro
europeo delle emissioni (EUTL) l’ammontare di gas serra
rilasciato in atmosfera nell’anno precedente e contestualmente
consegnare un pari quantitativo di permessi corrispondenti. Nel
2013 le emissioni prodotte dagli oltre 12.000 impianti compresi
nel registro europeo delle emissioni sono risultate inferiori del
3% rispetto a quanto rilevato nel 2012. Grazie al contributo
degli ultimi anni l’Unione è riuscita a rompere lo stretto legame
tra crescita economica e aumento delle emissioni di gas serra,
ridottesi del 19% tra il 1990 e il 2012 a fronte di una crescita
del PIL di oltre il 44%, potendo così vantare il superamento
sia dell'obiettivo di riduzione emissiva nel periodo 2008-2012,
regolato dagli impegni sottoscritti con il Protocollo di Kyoto
per un ammontare pari a circa 4,2 miliardi di tonnellate, sia
dell’obiettivo tendenziale per il periodo 2013-2020, regolato
dagli impegni unilaterali del Pacchetto Clima-Energia per
ulteriori 1,3 miliardi di tonnellate. In base alle proiezioni
elaborate dall’Agenzia Europea per l’Ambiente, infatti, le
emissioni dell'Unione nel 2020 risulteranno inferiori di circa il
24,5% rispetto ai livelli registrati nel 1990, a fronte di un target
di riduzione del 20%. L’analisi dei dati ETS del 2013 richiede,
tuttavia, un’attenzione particolare in quanto con l’inizio del terzo
periodo di applicazione dell’ETS (2013-2020) sono intervenute
diverse modifiche regolamentari riguardanti la metodologia di
calcolo dei gas e i settori regolati dal meccanismo. In base
a quanto stabilito dalla Direttiva 2009/29/CE1, infatti, da
quest’anno rientrano a far parte dell’ETS le emissioni derivanti
dai processi di produzione dell’alluminio e dell’ammoniaca così
come nuovi gas ad effetto serra quali il protossido di azoto e i
perfluorocarburi, inoltre, sempre dal 2013, due nuovi Paesi si
sono aggiunti al registro europeo delle emissioni: la Croazia
e l’Islanda. Al netto delle modifiche intercorse le emissioni
complessive ETS sono, quindi, passate da 1,84 miliardi
di tonnellate del 2012 ai 1,89 miliardi di tonnellate del 2013
corrispondenti ad una flessione del 3%.
Le emissioni ETS del 2013
La nazione che presenta il maggior contributo alle emissioni
ETS nel 2013 è la Germania con 480,9 milioni di tonnellate
emesse (pari al 25,3% del totale), seguita dal Regno Unito con
225,5 milioni (11,8%), dalla Polonia con 205,7 milioni (10,8%),
dall’Italia con 164,4 milioni (8,6%), dalla Spagna con 122,8 milioni
(6,4%) e dalla Francia con 110,9 milioni (5,8%). Il confronto con
i dati emissivi del 2012 è risultato molto eterogeneo tra i diversi
Paesi. A fronte dei consistenti cali registrati in alcune nazioni
quali Malta (-17,3%), Romania (-11,4%), Ungheria (-10,1%),
Italia e Cipro (-8,2%) sono corrisposti i vistosi incrementi della
Norvegia (+32,9%), della Lituania (+30,5%), e della Danimarca
(+18,8%). Tra le altre nazioni si segnala l’incremento emissivo
della Germania (+6,3%), della Francia (+7%), della Polonia
(+4,6%) e il calo del Regno Unito (-2,5%).
L’Islanda e la Croazia entrate per la prima volta nell’ETS hanno
contribuito complessivamente per 10,3 milioni di tonnellate.
Nella disaggregazione per settore economico il maggior
contributo all’ETS deriva dagli impianti di combustione con
un peso percentuale pari al 71,2%, in diminuzione rispetto al
74,4% del 2012. Queste installazioni, costituite per la maggior
parte da impianti termoelettrici, hanno registrato, tra 2012 e
continua a pagina 25
in questo numero
■ REPORT/ LUGLIO 2014
■ APPROFONDIMENTI
Mercato elettrico Italia
pag 2
Mercato gas Italia
pag 10
Mercati energetici Europa
pag 15
Mercati per l'ambiente
pag 19
EU-ETS: andamento del meccanismo
alla luce della pubblicazione dei dati
emissivi per il 2013
di Emanuele Vendramin - RIE
pagina 25
■ NOVITA' NORMATIVE
pagina 30
■ APPUNTAMENTI
pagina 33
Gli esiti del mercato elettrico
A cura del GME
■
A luglio, gli scambi di energia elettrica nel Mercato del Giorno
Prima con una flessione del 3,1% rispetto allo stesso mese del
2013, scendono per la prima volta sotto i 35.000 MWh medi
orari (nel luglio 2008 erano quasi 42.000 MWh). Ancora in calo
le importazioni dall’estero (-3,6%) e le vendite degli impianti di
produzione (-3,0%), tra i quali però quelli da fonti rinnovabili
mettono a segno un +6,5%, sostenute a luglio dalla fonte idraulica
ed eolica. La liquidità del mercato si attesta a 68,2%. Il prezzo di
acquisto dell’energia nella borsa elettrica (PUN) segna la
flessione tendenziale più rilevante dell’anno (-30,6%) e si porta
a 46,42 €/MWh, allungando la lunga fase di stagnazione sui
livelli più bassi mai registrati che si protrae ormai da cinque mesi.
Pressoché stabili o in calo, rispetto a giugno, i prezzi di tutti i
prodotti negoziati nel Mercato a Termine dell’energia elettrica,
ad eccezione del prodotto Anno 2015 che chiude il baseload a
53,85 €/MWh (+3,6%).
MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP)
Il prezzo medio di acquisto (PUN), con una flessione di 60
centesimi di €/MWh (-1,3%) su giugno e di ben 20,44 €/MWh
(-30,6%) su base annua, è sceso a 46,42 €/MWh, minimo
storico per il mese di luglio.
Nelle ore di picco il PUN, in flessione rispetto a luglio 2013
di 22,34 €/MWh (-31,2%), scende a 49,29 €/MWh, appena
qualche centesimo sopra il minimo storico registrato a
maggio. In netta diminuzione tendenziale anche il prezzo
nelle ore fuori picco, pari a 44,73 €/MWh (-19,32 €/MWh;
-30,2%).
Il rapporto picco/baseload, pressoché in linea rispetto ad un
anno fa, si attesta a quota 1,06 (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
46,42
66,86
-20,44
-30,6%
23.654
-13,1%
34.682
-3,1%
68,2%
76,0%
Picco
49,29
71,63
-22,34
-31,2%
28.335
-13,3%
41.098
-4,3%
68,9%
76,1%
-19,32
-30,2%
20.893
-12,9%
30.897
-2,1%
67,6%
76,0%
59,3%
78,1%
57,3%
83,6%
Fuori picco
44,73
64,04
Minimo orario
Massimo orario
24,08
63,48
18,31
118,34
14.563
32.309
23.061
44.236
Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN)
€/MWh
Fonte: GME
Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx)
2014
2013
75
72
70
65
64,49
66,86
62,97
63,98
45
54,89
59,27
50
51,34
-5,22
40
-11,63
46,73
65,01
64,72
64,37
61,03
60
55
69,28
45,76
-17,24
-15,27
mar
apr
24
47,02
-9,21
12
46,42
0
-20,44
-12
35
gen
feb
mag
48
36
56,24
46,66
-8,24
61,73
60
giu
lug
ago
set
ott
N E W S L E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 4 │ N U M E R O 7 4 │ PA G I N A 2
nov
-24
dic €/MWh
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato elettrico italia
(continua)
I prezzi medi di vendita delle zone continentali, tutti in calo di
oltre il 30%, si allineano sotto i 43 €/MWh, con un minimo al Sud
pari a 41,53 €/MWh. Più modesto il ribasso registrato nelle zone
insulari: -15,7% la Sardegna e -9,5% la Sicilia che raggiungono
rispettivamente quota 54,16 €/MWh e 95,42 €/MWh, quest’ultimo
massimo degli ultimi nove mesi (Grafico 2). In Sardegna si sono
registrate tensioni sui prezzi in orari notturni che hanno spinto la
media delle ore fuori picco a 57,06 €/MWh (+8 €/MWh rispetto a
quella delle ore di picco).
Grafico 2: MGP, prezzi di vendita
€/MWh
115
Nord
Centro Nord
Fonte: GME
Centro Sud
Sud
Sicilia
Sardegna
€/MWh
105
95
85
75
65
55
45
35
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
mar
apr
2013
mag
giu
I volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia,
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
mar
pari a 25,8 milioni di MWh, tornano a segnare una flessione
2012
2013
tendenziale (-3,1%) dopo la lieve, quanto illusoria, ripresa
registrata a giugno. Ancora in calo gli scambi nella borsa
elettrica, pari a 17,6 milioni di MWh (-13,1%). Prosegue,
Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica
MWh
Borsa
lug
2014
Fonte: GME
Variazione
invece, la crescita degli scambi over the counter registrati sulla
apr
PCE e nominati su MGP, saliti a 8,2 milioni di MWh (+28,6%)
(Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato ripiega pertanto di 0,6
punti percentuali rispetto a giugno e di 7,8 rispetto a luglio
2013, attestandosi a 68,2% (Grafico 3).
Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica
Struttura
MWh
Variazione
Struttura
17.598.290
-13,1%
68,2%
17.598.290
-13,1%
10.635.726
-14,7%
41,2%
Acquirente Unico
2.298.205
-16,2%
8,9%
GSE
4.330.841
-12,8%
16,8%
Altri operatori
8.260.898
-14,5%
32,0%
Zone estere
2.631.723
-6,3%
10,2%
-
-
-
Operatori
Saldo programmi PCE
Borsa
Fonte: GME
Pompaggi
PCE (incluso MTE)
Zone estere
Zone nazionali
Saldo programmi PCE
8.204.789
+28,6%
31,8%
889.404
+5,4%
3,4%
7.315.384
+32,2%
28,4%
-
PCE (incluso MTE)
-100,0%
-
+443,4%
1,1%
6.754.345
-13,2%
26,2%
8.204.789
+28,6%
31,8%
-
-100,0%
-
Zone estere
3.234.780
-15,6%
12,5%
Zone nazionali altri operatori
11.724.354
+13,6%
45,4%
Saldo programmi PCE
-6.754.345
VOLUMI ACQUISTATI
25.803.079
-3,1%
100,0%
3.074.426
-10,9%
28.877.505
-4,0%
Zone nazionali AU
VOLUMI VENDUTI
25.803.079
-3,1%
VOLUMI NON VENDUTI
21.204.712
+5,7%
VOLUMI NON ACQUISTATI
OFFERTA TOTALE
47.007.791
+0,7%
DOMANDA TOTALE
100,0%
284.842
Zone estere
Saldo programmi PCE
68,2%
N E W S L E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 4 │ N U M E R O 7 4 │ PA G I N A 3
REPORT │ LUGLIO 2014
giu
mercato elettrico italia
(continua)
Grafico 3: MGP, liquidità
Fonte: GME
2014
81%
79%
77%
75%
78,1%
77,3%
75,1%
2013
79,6%
77,9%
76,0%
74,6%
73%
71%
71,1%
69%
67%
65%
63%
61%
70,1%
68,8%
68,2%
65,6%
63,6%
65,8%
64,2%
63,0%
gen
feb
mar
apr
mag
giu
In calo, dopo il debole rimbalzo di giugno, anche gli acquisti
nazionali, attestatisi a 25,5 milioni di MWh (-4,0%). A livello
zonale, la flessione è più decisa al Centro Nord (-15,1%)
ed al Centro Sud (-15,9%); in controtendenza, invece, la
Sardegna (+30,4%). In aumento, rispetto ai minimi di un
anno fa, gli acquisti sulle zone estere, pari a 285 mila MWh
(+426,1%) (Tabella 4).
lug
ago
set
63,0%
63,3%
ott
nov
63,8%
dic
In calo anche le vendite di energia elettrica delle unità
di produzione nazionale, scese a 22,3 milioni di MWh. A
livello zonale, in calo le vendite al Centro Sud (-8,0%), al
Nord (-5,8%) ed in Sicilia (-4,8%); in aumento nelle altre
zone, in evidenza il Sud con +6,0%. Fiacche anche le
importazioni, pari a 3,5 milioni di MWh, in calo del 3,6% su
base annua (Tabella 4).
Tabella 4: MGP, volumi zonali
Fonte: GME
Offerte
Totale
Media oraria
Vendite
Acquisti
MWh
Var
Totale
Nord
22.261.196
29.921
+3,0%
11.115.680
Media oraria
14.940
Var
-5,8%
14.479.651
Totale
Media oraria
19.462
Var
-0,6%
Centro Nord
3.411.806
4.586
+14,8%
1.614.096
2.169
+2,8%
2.232.117
3.000
-15,1%
Centro Sud
6.342.473
8.525
-9,8%
2.616.504
3.517
-8,0%
3.514.720
4.724
-15,9%
Sud
7.115.916
9.564
-2,7%
4.507.094
6.058
+6,0%
2.494.367
3.353
-3,1%
Sicilia
2.750.491
3.697
+0,4%
1.578.081
2.121
-4,8%
1.702.028
2.288
-4,3%
Sardegna
1.395.301
1.875
+5,6%
850.496
1.143
+0,2%
1.095.353
1.472
+30,4%
Totale nazionale
43.277.183
58.168
+0,6%
22.281.951
29.949
-3,0%
25.518.237
34.299
-4,0%
Estero
3.730.608
5.014
+1,3%
3.521.127
4.733
-3,6%
284.842
383
+426,1%
Sistema Italia
47.007.791
63.183
+0,7%
25.803.079
34.682
-3,1%
25.803.079
34.682
-3,1%
Le vendite da impianti a fonte rinnovabile, in calo solo dello
0,8% dal massimo storico registrato a giugno, segnano
però un aumento su base annua del 6,5%, mantenendosi
su livelli molto elevati, con la fonte eolica in forte crescita
(+72,9%), l’idraulica prossima ai massimi storici e quella
solare ancora sopra i 3 milioni di MWh. In netta flessione
tendenziale (-10,7%), le vendite da impianti a fonte
tradizionale; il calo ha interessato prevalentemente le
vendite degli impianti a gas (-19,1%) ed in misura minore
gli impianti a carbone (-3,0%); sono invece aumentate
le vendite degli altri impianti termici (+13,3%) (Tabella
5). Pertanto la quota delle fonti rinnovabili sale al 46,3%
(42,2% a luglio 2013), con l’eolica al 5,6% (3,1% un
anno fa). La quota degli impianti a gas si riduce ancora
attestandosi al 30,6% (36,7% un anno fa); pressoché
invariate le quote delle altre fonti (Grafico 4).
N E W S L E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 4 │ N U M E R O 7 4 │ PA G I N A 4
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato elettrico italia
(continua)
Tabella 5: MGP, vendite per fonte: media oraria
MWh
Fonti tradizionali
Gas
Fonti rinnovabili
Idraulica
Geotermica
Sud
Var
MWh
Sicilia
Var
Sardegna
Var
MWh
Sistema Italia
Var
MWh
802
+15,3%
2.371
-9,6%
4.208
+3,6%
1.545
-13,5%
754
-21,3%
15.426
- 10,7%
-24,4%
697
+14,6%
564
-43,1%
2.132
-11,5%
1.456
-9,6%
386
-25,5%
9.163
- 19,1%
744
-22,6%
41
-15,3%
1.606
+13,3%
-
363
-12,0%
2.754
- 3,0%
1.074
+9,1%
63
+64,0%
202
-6,0%
2.076
+25,5%
89
-49,7%
5
-83,0%
3.509
+13,3%
8.597
+4,6%
1.367
-3,4%
1.106
-1,5%
1.849
+12,1%
575
+30,8%
384
+110,2%
13.880
+6,5%
6.233
+4,1%
299
+1,0%
378
+1,3%
242
-11,0%
81
+40,0%
32
+30,8%
7.264
+3,6%
-
639
+2,7%
-
-18,5%
10
+8,8%
265
2.358
+5,9%
419
-14,2%
463
598
+21,1%
1
-
39
14.940
-5,8%
+2,8%
3.517
-8,0%
6
Pompaggio
2.169
Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia
Grafico 4: MGP, Struttura delle vendite Sistema Italia
Altre
tradizionali
11,7%
MWh
-19,6%
Eolica
Totale
Centro Sud
Var
MWh
3.928
-
Solare e altre
Centro Nord
Var
MWh
Var
5.746
Carbone
Altre
Nord
Fonte: GME
Pompaggio
2,1%
-
-
-
-100,0%
885
+51,2%
-18,0%
723
-8,8%
-48,9%
-
+43,1%
6.058
Fonte: GME
-
-
-
-
268
+104,1%
242
227
-9,7%
110
-
0,20
+6,0%
2.121
5
-4,8%
639
+2,6%
+373,5%
1.677
+72,9%
-
1.143
+2,8%
4.299
-3,0%
+576,5%
643
+12,6%
+0,2%
29.949
- 3,0%
Grafico 5: MGP, quota rinnovabili
Fonte: GME
Geotermica
2,1%
(2,0%)
(1,8%)
(10,0%)
-
Idraulica
24,3%
(22,7%)
Carbone
9,2%
(9,2%)
Gas
30,6%
(36,7%)
Fonti
rinnovabili
46,3%
(42,2%)
Eolica
5,6%
(3,1%)
Solare e altre
14,4%
(14,4%)
parentesi
i valori
dello
stesso
mese
dell'anno
precedente
Tra Tra
parentesi
i valori
dello
stesso
mese
dell'anno
precedente
MARKET COUPLING ITALIA – SLOVENIA
A luglio il market coupling Italia-Slovenia ha allocato,
mediamente ogni ora, una capacità di 377 MWh (427 MWh
nello stesso mese del 2013). Il flusso di energia è stato
3 un anno fa) e per il
per l’87,5% delle ore in import (il 99,9%
12,5% in export. Il delta prezzo tra la zona Nord di IPEX e la
borsa slovena BSP è sceso al minimo storico di 2,27 €/MWh
(era 21,50 €/MWh un anno fa); in netto calo anche la rendita
generata, pari a 0,88 milioni di € (-87,5%), livello tra i più bassi
di sempre (Tabella 6). La capacità disponibile in import (NTC),
in aumento del 17,2% rispetto a luglio 2013, è stata allocata
per il 67,3% tramite il meccanismo del market coupling
(96,0% nel 2013); il rimanente 32,7% non è stato utilizzato.
Anche questo mese non ci sono state allocazioni attraverso
asta esplicita (erano lo 0,2% 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
42,60
40,33
2,27
0,88
521
401
87,5%
45,0%
575
213
12,5%
1,5%
(63,86)
(42,36)
(21,50)
(7,04)
(444)
(427)
(99,9%)
(90,3%)
(131)
(27)
(0,1%)
(-)
Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente
*Valori medi orari
N E W S L E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 4 │ N U M E R O 7 4 │ PA G I N A 5
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato elettrico italia
(continua)
Grafico 6: Delta prezzi: frequenza ore
0%
10%
20%
30%
40%
44,9%
Lug 2014
50%
Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia
60%
70%
1,3%
80%
90%
53,8%
90,3%
Lug 2013
Pz Nord> Pz BSP
100%
9,7%
Pz Nord< Pz BSP
TWh
0,04
0,08
0,12
Lug 2014
67,3%
Lug 2013
96,0%
0,16
0,20
0,24
0,28
0,32
0,2%
Asta esplicita (nominata)
Fonte: GME
Prezzi. €/MWh
66,86
2013
2014
46,42
65,17
45,89
63,65
45,02
66,99
44,21
70,89
46,82
NOTA:
Tra parentesi
lo periodi
scarto
con
i prezzi
su
MGP negli stessi
periodi rilevanti (ore).
OTA:
Tra parentesi
lo scarto
con i prezzi
su
MGP
negli
stessi
rilevanti
(ore).
7-24 h)
(-7,8%)
(-6,8%)
NOTA:
Tra parentesi
lo su
scarto
i prezzi
MGP con
negli
stessi
periodi
(ore).periodi
NOTA:
Tracon
parentesi
losuperiodi
scarto
i prezzi
su
MGPrilevanti
negli stessi
rilevanti (ore).
OTA:
Tra parentesi
lo scarto
con i prezzi
MGP
negli
stessi
rilevanti
(ore).
NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore).
Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore).
Grafico 8: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria
MI2
MI3
MI4
MI1
MI2
MI3
MI4
3.500
70
3.000
65
2.500
60
2.000
55
46,82
50
45,89
45,02
44,21
45
Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug
2013
2014
MGP
MI1
MI2
MI3
MI4
Fonte: GME
MWh
4.000
75
40
3,9%
I volumi di energia scambiati nelle quattro sessioni del Mercato
Infragiornaliero, ai massimi da aprile 2013, sono stati 2,2 milioni
MWh. In crescita tendenziale, anche questo mese, gli scambi
su MI1, attestatisi a 1,2 milioni di MWh (+6,8%), valore più
alto da ottobre 2012. Ancora in netto aumento anche i volumi
scambiati su MI2 ed MI3, pari rispettivamente a 588 mila MWh
(+14,5%) e 180 mila MWh (+25,8%), mentre si confermano
in flessione, la settima consecutiva, quelli su MI4 a quota 194
mila MWh (-3,4%) (Tabella 7 e Grafico 8).
Volumi medi
medi orari
orari
Volumi medi
medi orari
orari
Volumi medi orari
Volumi
Prezzo medio
medio
d'acquisto
€/MWh
Prezzo medio
medioPrezzo
d'acquisto
€/MWh
medio
d'acquisto
€/MWh
Volumi
medi orari VolumiMWh
Prezzo
d'acquisto
€/MWh
Prezzo
d'acquisto
€/MWh
MWh
Volumi
medi
orari
MWh
Prezzo
medio d'acquisto
€/MWh
MWh
MWh
Prezzo medio d'acquisto €/MWh
MWh
MWh2013
variazione
variazione
2014 2014
2013
2014 variazione
2013
variazione
variazione
2014
2013
variazione
2014 variazione
2013
2014
2013
variazione
variazione
2014
2013
2014
variazione
2014
2013
2014
2013
variazione
variazione 2013
2014
2013
2014
2013
variazione
variazione
2014
2013 MGP
2014
2013
MGP
MGP
46,42 34.682
66,86 35.783
34.682
35.783
-30,6% -3,1%
-3,1%
MGP
46,42
66,86
MGP
-30,6%
46,42
66,86
34.682
35.783
-30,6%
46,42 34.682
66,86 35.783
34.682 -3,1%
35.783
-30,6% -3,1%
-3,1%
(1-24 h)
46,42
66,86
MGP(1-24
-30,6%
(1-24 h)
h)
46,42 (1-24 h) 66,86
34.682
35.783
-30,6%
-3,1%
MGP(1-24 h)
(1-24
h)
46,42
66,86
34.682
35.783
-30,6%
-3,1%
45,89
65,17
45,89
65,17
-24 h)MI1
MI1
45,89
65,17
45,89 1.670
65,17 1.565
MI1
1.670
1.565
45,89
65,17
-29,6%+6,8%
+6,8%
-29,6%
MI1
MI1
1.670
1.565
-29,6%
45,89
1.670 +6,8%1.565
-29,6%+6,8%
+6,8%
1.670
1.565
-29,6%
(1-24 h) 65,17
(-1,2%)
(-2,5%)
MI1
(1-24 h)
(-1,2%)
(-2,5%)
(1-24
h)
(-1,2%)
(-2,5%)
1.670
1.565
-29,6%
+6,8%
45,89
65,17(-2,5%)
(1-24 h)
(-1,2%)
(-2,5%)
(-1,2%)
MI1(1-24 h)
1.670
1.565
-29,6%
+6,8%
(1-24 h)
(-1,2%)
(-2,5%)
45,02
63,65
45,02
63,65
-24 h)MI2
MI2
(-1,2%)MI2
(-2,5%)63,65
45,02
63,65
45,02
790
690
45,02
-29,3%
+14,5%
790 63,65
690-29,3%
-29,3%
+14,5%
MI2
MI2
-29,3%
45,02
+14,5%
790 (-4,8%)
690790
-29,3%
+14,5% 690 790 +14,5% 690
(1-24 h) 63,65
(-3,0%)
MI2
(1-24 h)
(-3,0%)
(-4,8%)
(1-24
h)
(-3,0%)
(-4,8%)
690
-29,3%
+14,5%
45,02
63,65(-4,8%)
(1-24 h)
(-3,0%)
(-4,8%) 790
(-3,0%)
MI2(1-24 h)
790
690
-29,3%
+14,5%
(1-24 h)
(-3,0%)
(-4,8%)
44,21
66,99
44,21
66,99
-24 h)MI3
MI3
(-3,0%)44,21
(-4,8%)66,99
44,21
66,99
44,21
MI3
485
385
-34,0%
+25,8%
485 66,99
385-34,0%
-34,0%
+25,8%
MI3
MI3
-34,0%
44,21
+25,8%
485 (-3,8%)
385485
-34,0%
+25,8% 385 485 +25,8% 385
(13-24 h) 66,99
(-7,4%)
MI3
(13-24 h)
(-7,4%)
(-3,8%)
(13-24
h)
(-7,4%)
(-3,8%)
385
-34,0%
+25,8%
44,21
66,99(-3,8%)
(13-24 h)
(-7,4%)
(-3,8%) 485
(-7,4%)
MI3(13-24 h) (13-24
485
385
-34,0%
+25,8%
h)
(-7,4%)
(-3,8%)
46,82
70,89
46,82
70,89
3-24 h)MI4
MI4
(-7,4%)46,82
(-3,8%)70,89
46,82
70,89
46,82
MI4
-33,9% -3,4% 811 783 -3,4% 811
-3,4%
783 70,89
811-33,9%
-33,9%
MI4
MI4
-33,9%
46,82
783
811
-3,4%
783 (-6,8%)
811783
-33,9%
-3,4%
(17-24 h) 70,89
(-7,8%)
MI4
(17-24 h)
(-7,8%)
(-6,8%)
(17-24
h)
(-7,8%)
(-6,8%)
811
-33,9%
-3,4%
46,82
70,89(-6,8%)
(17-24 h)
(-7,8%)
(-6,8%) 783
(-7,8%)
MI4(17-24 h) (17-24
783
811
-33,9%
-3,4%
h)
(-7,8%)
(-6,8%)
MI1
0,40
non utilizzata
Tabella 7: MI, dati di sintesi
€/MWh
80
0,36
32,7%
Market Coupling
Pz Nord= Pz BSP
MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI)
Nel Mercato Infragiornaliero (MI) prosegue e si rafforza la
flessione tendenziale dei prezzi di acquisto in tutte le sessioni,
che si attestano tra 44,21 €/MWh di MI3 e 46,82 €/MWh di
MI4, entrambi ai minimi storici. 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).
0,00
1.500
1.000
500
0
Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug
2013
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 4E R│ OP A
2 5G I│N A
P A6G I N A 6
2014
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato elettrico italia
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
MWh
MWh gen
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO ex-ante (MSD ex-ante)
A luglio, gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di
dispacciamento ex-ante a salire segnano per il terzo mese
consecutivo una flessione tendenziale (-3,5%) attestandosi a
quota 609 mila MWh, minimo da marzo 2013. In crescita, invece,
dopo cinque ribassi consecutivi, le vendite di Terna sul mercato
a scendere, pari a 414 mila MWh (+25,5%) (Grafico 9).
Grafico 9: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria
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
gen -1.400
feb
feb
mar
gen
mar
apr
apr
mag
feb
mag
giu
giu
lug
lug
Fonte: GME
ago
ago
mar
apr2013 mag
giu
A scendere
A salire 2013
set
set
ott
lug
ago
A scendere
2014
A scendere 2013
A scendere 2014
MERCATO A TERMINE DELL’ENERGIA (MTE)
Nel Mercato a Termine dell’energia (MTE) sono state registrate
58 negoziazioni in cui sono stati scambiati 410 contratti (di cui
360 con profilo baseload e 50 con profilo peakload), pari a 1,7
milioni di MWh. Le posizioni aperte a fine mese ammontavano a
34,2 milioni di MWh, in calo del 6,2% rispetto al mese precedente.
Pressoché stabili o in calo, rispetto a giugno, i prezzi di tutti
ott
nov
dic
nov
dic
set 2014 ott
A salire
nov
dic
A salire 2013
A salire 2014
i prodotti negoziati, ad eccezione del prodotto Anno 2015 sia
baseload (+3,6%) che peakload (+2,2%) (Tabella 8 e Grafico 10).
Il prodotto Agosto 2014 ha chiuso il suo periodo di trading con un
prezzo di controllo pari a 49,20 €/MWh sul baseload e 49,70 €/
MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente
a 4.010 e 1.351 MW, per complessivi 3,3 milioni di MWh.
Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a giugno
Fonte: GME
PRODOTTI BASELOAD
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Agosto 2014
Settembre 2014
Ottobre 2014
Novembre 2014
IV Trimestre 2014
I Trimestre 2015
II Trimestre 2015
III Trimestre 2015
49,20
49,90
51,17
59,97
57,00
56,25
47,60
52,79
-3,7%
-7,2%
-9,8%
+0,5%
+0,0%
+0,0%
+0,0%
Anno 2015
53,85
+3,6%
Totale
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
Volumi OTC
MW
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
12
12
-
100
85
-
-
100
85
-
4.010
3.995
3.995
5
-
2.983.440
2.876.400
8.824.955
10.795
-
33
175
-
175
2.401
21.032.760
57
360
-
360
32.744.910
PRODOTTI PEAK LOAD
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Agosto 2014
Settembre 2014
Ottobre 2014
Novembre 2014
IV Trimestre 2014
I Trimestre 2015
II Trimestre 2015
III Trimestre 2015
49,70
52,79
59,05
70,70
66,64
68,60
51,98
56,23
-5,2%
-9,1%
-11,6%
-0,2%
-0,2%
-0,6%
-0,2%
Anno 2015
60,13
+2,2%
Totale
TOTALE
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
1
1
58
50
-
Volumi OTC
MW
-
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
50
-
1.351
1.351
1.346
-
340.452
356.664
1.066.032
-
-
-
-
50
-
50
1.422.696
-
410
-
410
34.167.606
* Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo valore del mese precedente
** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 4E R│ OP A
2 5G I│N A
P A7G I N A 7
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato elettrico italia
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato elettrico italia
Grafico 10: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte
Prezzi di controllo*.
Fonte: GME
€/MWh
Prodotti Baseload
Posizioni aperte. TWh
40
Agosto 2014
49,20
Settembre 2014
49,90
35
30
51,17
Ottobre 2014
25
57,00
IV Trimestre 2014
56,25
I Trimestre 2015
20
47,60
II Trimestre 2015
15
52,79
III Trimestre 2015
10
53,85
Anno 2015
5
40 42 44 46 48 50 52 54 56 58
Giugno 2014
Luglio 2014
0
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
01
02
03
04
07
08
09
10
11
14
15
Mensili
16
17
Trimestrali
18
21
22
23
24
25
28
29
30
31
Annuali
PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE)
Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni
registrate, con consegna/ritiro dell’energia a luglio 2014, ai
massimi dell’ultimo anno, sono state pari a 33,5 milioni di MWh,
in flessione tendenziale dello 0,3%. Le transazioni derivanti
da contratti bilaterali, pari a 30,1 milioni di MWh e ai massimi
da novembre 2012, sono aumentate dell’1,8%, sostenute dai
contratti non standard (+4,8%). In calo tendenziale, invece, le
transazioni derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a
3,4 milioni di MWh (-16,0%) (Tabella 9).
Al massimo storico la posizione netta in esito alle transazioni
registrate sulla PCE, salita a 18,5 milioni di MWh, con un
aumento su base annua del 5,1%.
Il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e
posizione netta, in flessione sia sul mese precedente (-0,02) che
su base annua (-0,09), si attesta a 1,81, minimo da marzo 2013
(Grafico 11).
Nei conti in immissione prosegue, anche a luglio, la notevole
crescita, l’ottava consecutiva, dei programmi registrati che si
attestano a 8,2 milioni di MWh (+28,6%); lo sbilanciamento a
programma sugli stessi conti si è invece ridotto dell’8,3%, pur
confermandosi su livelli molto alti (10,3 milioni di MWh). Ai
massimi storici invece i programmi registrati nei conti in prelievo,
pari a 15,0 milioni di MWh (+5,7%), con il relativo sbilanciamento
a programma (3,6 milioni di MWh) in aumento del 2,7%.
Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a luglio e programmi
Fonte: GME
TRANSAZIONI REGISTRATE
MWh
Baseload
7.525.266
Variazione
Struttura
- 6,3%
22,5%
PROGRAMMI
Immissione
Variazione Struttura
MWh
Richiesti
-9,3%
100,0%
Struttura
100,0%
Off Peak
614.904
- 5,4%
1,8%
4.074.664
-32,0%
40,2%
-
-
-
Peak
846.301
+13,9%
2,5%
Rifiutati
1.920.012
-59,8%
19,0%
199
-
0,0%
di cui con indicazione di prezzo
1.919.411
-59,9%
19,0%
-
-
-
+5,7%
100,0%
-
-
Week-end
Totale Standard
Totale Non standard
PCE bilaterali
MTE
-
0,0%
8.987.671
1.200
- 4,7%
26,8%
21.132.187
+4,8%
63,1%
30.119.857
+1,8%
90,0%
3.360.036
- 16,0%
10,0%
TOTALE PCE
33.479.893
- 0,3%
100,0%
POSIZIONE NETTA
18.530.792
+5,1%
55,3%
di cui con indicazione di prezzo
10.124.801
Prelievo
Variazione
+5,7%
14.959.332
MWh
Registrati
di cui con indicazione di prezzo
Sbilanciamenti a programma
Saldo programmi
8.204.789
+28,6%
81,0%
2.155.252
+77,6%
21,3%
10.326.003
-8,3%
3.571.658
+2,7%
-
6.754.345
-13,2%
-
14.959.134
-
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D E L│ GFMEEBB│ R
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2 5G I│N A
P A8G I N A 8
Grafico 11: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria
Registrazioni
MWh
48.000
1,95
42.000
36.000
1,96
Fonte: GME
Turnover
1,99
1,96
1,95
1,90
1,88
1,89
1,88
30.000
1,91
1,87
1,87
1,83
24.000
18.000
1,81
1,83
1,83
1,83
1,83
1,79
12.000
1,75
6.000
1,71
0
Lug
Ago
Set
Ott
2013
Nov
Dic
Gen
Feb
Mar
Apr
Mag
Giu
Lug
2014
N E W S LN
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T ESRL EDTETLE R
G MDEE L│ GF M
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E │R2A0 I1O4 │2 0N1U0M│E R
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4R
│ OP A2 G
5 I│
N AP A9 G I N A 9
1,67
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato elettrico italia
Gli andamenti del mercato italiano del gas
A cura del GME
■
A luglio, i consumi complessivi di gas naturale, tornano a
segnare un nuovo calo su base annua (-4,0%), riprendendo
la lunga striscia negativa interrotta soltanto lo scorso giugno.
La decisa crescita tendenziale dei consumi del settore civile
(+22,5%) e quella più contenuta del settore industriale (+3,3%)
non ha infatti compensato il nuovo crollo dei consumi del
settore termoelettrico (-19,2%), spiazzato dalla progressiva
espansione delle fonti rinnovabili. Sul lato offerta, calano sia
le importazioni di gas naturale (-3,8%) che la produzione
nazionale (-2,3%). Le iniezioni di gas naturale nei sistemi di
stoccaggio segnano una flessione (-2,5%) ma le giacenze
a fine mese negli stoccaggi sono decisamente cresciute
rispetto a luglio 2013 (+43,1%), al pari del loro rapporto sullo
spazio conferito che ha superato il 95%. Nei mercati regolati
del gas gestiti dal GME si sono complessivamente scambiati
3,2 milioni di MWh (pari al 7,8% della domanda complessiva
di gas naturale), tutti nei due comparti della Piattaforma di
Bilanciamento Gas (PB-GAS), dove i prezzi non si sono
significativamente discostati dalle quotazioni al PSV (18,51 €/
MWh) scese ai minimi da novembre 2009.
IL CONTESTO
A luglio, i consumi di gas naturale in Italia, pari a 3.837 milioni
di mc, tornano a registrare una flessione tendenziale (-4,0%),
dopo la ripresa del mese precedente, determinata dalla
pesante caduta dei consumi del termoelettrico (-19,2%), scesi
a 1.521 milioni di mc. Continua, invece, la crescita dei consumi
del settore civile che, al terzo rialzo consecutivo, si attestano a
1.170 milioni di mc (+22,5%). Leggera ripresa (+3,3%), ma la
più consistente da inizio anno, anche per i consumi del settore
industriale, che salgono a 1.099 milioni di mc. Le esportazioni,
più che dimezzate rispetto ad un anno fa, scendono a 47 milioni
di mc (-50,8%).
Dal lato offerta, perdura la flessione, in atto ormai da novembre
2012, della produzione nazionale che, seppur ai massimi da
inizio anno, segna un -2,3% su base annua attestandosi a 622
milioni di mc. In calo anche le importazioni di gas naturale, pari
a 4.831 milioni di mc (-3,8%). Tra i punti di entrata si riducono
le importazioni di gas naturale algerino da Mazara (-38,8%), di
quello russo da Tarvisio pari a 2.136 milioni di mc (-11,1%) e
dal rigassificatore di Cavarzere (-2,5%); in controtendenza il
gas del nord Europa da Passo Gries (+29,8%) e quello libico
da Gela (+15,4%). Permane ancora a regime ridotto, infine, il
rigassificatore di Panigaglia.
Nei sistemi di stoccaggio sono stati iniettati 1.616 milioni di mc
di gas naturale, in calo del 2,5% rispetto ad un anno fa; come a
luglio 2013 non sono state, invece, registrate erogazioni.
Figura 1: Bilancio gas trasportato
Fonte: dati SRG
Ml di mc
Importazioni
TWh
var. tend.
4.831
51,1
-3,8%
405
2.136
1.191
573
1
525
-
4,3
22,6
12,6
6,1
0,0
5,6
-
-38,8%
-11,1%
+29,8%
+15,4%
-100,0%
+5,6%
-2,5%
-
622
6,6
-2,3%
-
-
-
5.453
57,7
-3,6%
3.790
1.099
1.521
1.170
40,1
11,6
16,1
12,4
-2,9%
+3,3%
-19,2%
+22,5%
47
0,5
-50,8%
3.837
40,6
-4,0%
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
1.616
17
-2,5%
5.453
57,7
-3,6%
TOTALE IMMESSO
Erogazioni da
stoccaggi
0,0%
Produzione
Nazionale
11,4%
Esportazioni, reti
di terzi e
consumi di
sistema*
0,9%
Iniezioni negli
stoccaggi
29,6%
Importazioni
65,1%
TOTALE PRELEVATO
Reti di
distribuzione
21,5%
Riconsegne
rete Snam
69,5%
* comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato
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2 5G I│N A
P A1G0 I N A 1 0
Termoelettrico
27,9%
Industriale
20,2%
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato gas italia
(continua)
Nell’ultimo giorno del mese la giacenza di gas naturale negli
stoccaggi ammontava a 9.817 milioni di mc, in aumento del
43,1% rispetto allo stesso giorno del 2013, e livello tra i più alti
per il mese di luglio. In aumento anche il rapporto giacenza/
spazio conferito salito a 95,6% (60,8% nel 2013). Ai minimi
da novembre 2009 la quotazione del gas naturale al Punto
di Scambio Virtuale (PSV) che, con una flessione di 9,24
€/MWh (-33,3%) su base annua, è scesa a 18,51 €/MWh.
Figura 2: Stoccaggio
Fonte: dati SRG, Stogit-Edison
Stoccaggio
Ml di mc
Giacenza (al 31/07/2014)
variazione
tendenziale
9.817
+43,1%
-
-
Erogazione (flusso out)
Iniezione (flusso in)
1.616
-2,5%
Flusso netto
1.616
-2,5%
Spazio conferito
10.273
Giacenza/Spazio conferito
95,6%
Giacenze fine mese
Iniezioni
ML di mc
12.000
ML di mc
Stoccaggi
Erogazione
Iniezione
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
-500
-1.000
-1.500
-2.000
-2.500
lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug
-9,0%
+34,8 p.p.
Erogazione
Spazio conferito
A.T. 2012/13
12,00
9.000
9,00
6.000
6,00
3.000
3,00
0
0,00
-3.000
-3,00
lug
ago
set
A.T. 2012/13
ott
nov
dic
gen
feb
mar
apr mag
giu
lug
A. T. 2013/14
ML di mc
Flusso netto
3.000
2.000
1.000
0
-1.000
-2.000
-3.000
lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug
A.T. 2012/13
A. T. 2013/14
A. T. 2013/14
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REPORT │ LUGLIO 2014
mercato gas italia
(continua)
I MERCATI GESTITI DAL GME
A luglio nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono stati
scambiati 3,2 milioni di MWh, pari al 7,8% della domanda
complessiva di gas naturale (5,7% a luglio 2013), tutti nei due
comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PB-GAS).
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 (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
-
-
-
-
-
-
18,76
19,19
(27,79)
17,29
17,50
20,50
22,21
507.880
2.667.512
(2.405.140)
-
-
-
-
-
-
MGP
MI
MT-GAS
PB-GAS
Comparto G-1
Comparto G+1
P-GAS
Import
Ex d.lgs 130/10
Tra parentesi i valori nello stesso mese dell'anno precedente
PBGAS G-1
€/MWh
PBGAS G+1
PSV
Prezzi. €/MWh
Pfor**
64
60
56
52
48
44
40
36
32
28
24
20
16
19,19
PBGAS G+1
18,76
PBGAS G-1
PSV
ago
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ott
nov
A.T. 2012/13
dic
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
2013
18,51
19,93
Pfor**
lug
2014
16
18
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22
24
26
28
30
32
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
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34
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato gas italia
Prodotti
€/MWh
BoM-2013-09-2
-
€/MWh
variazioni %
N.
MWh/g
N.
MWh/g
MWh/g
variazioni %
-
27,574
-
-
-
-
-
-
-
BoM-2013-10
-
-
27,046
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-10
-
-
27,063
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-11
-
-
27,891
-
-
-
-
-
-
-
-
-
28,382
-
-
-
mercato gas italia
(continua)
M-2013-12
-
-
-
-
-
-
-
-
27,777
-
-
-
-
28,402
Mercato
-
Tabella 1: Mercato
naturale,- prezzi29,080
e volumi
M-2014-01a termine del gas
Q-2013-04
-
Q-2014-01
-
Q-2014-02
Prodotti
Q-2014-03
-
Prezzo
minimo
Prezzo
massimo
€/MWh
€/MWh
-
BoM-2014-07
BoM-2014-08
Q-2014-04
M-2014-08
M-2014-09
WS-2013/2014
M-2014-10
M-2014-11
WS-2014/2015
Q-2014-04
Q-2015-01
SS-2014
Q-2015-02
Q-2015-03
TY-2013/2014
SS-2015
WS-2014/2015
TY-2014/2015
CY-2015
TY-2014/2015
CY-2014
Totale
-
-
-
Prezzo di
Negoziazioni- controllo*26,972
€/MWh
-
variazioni %
N.
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
-
25,001
25,00024,198
33,72622,664
32,51329,194
29,76427,249
25,00026,118
29,47627,983
27,793-
26,328
27,804
28,086
28,775
26,648
27,365
27,560
27,372
-
-
OTC
-
Totale
-
Registrazioni
-
Volumi
-
MWh/g
N.
MWh/g
MWh/g
-
-
-
-
-
-
-
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
Totale
-
-
-
MWh/g
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
variazioni %
-
MWh
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento
(PB-Gas) sono stati scambiati 2,7 milioni di MWh in
aumento del 10,9% rispetto ad un anno fa. Non si arresta,
invece, la flessione del prezzo medio, che aggiorna per il
sesto mese consecutivo il minimo storico, pari a 19,19 €/
MWh (-31,0% su luglio 2013), in linea con le quotazioni
registrate al PSV (+0,67 €/MWh).
Nei 15 giorni, sui 31 di luglio, in cui il sistema è risultato
lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>0],
sono stati scambiati 1,4 milioni MWh, di cui il 71,9%,
pari a 1,0 milioni di MWh, venduti dal Responsabile del
Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 18,95 €/
MWh in calo del 31,7% su base annua e valore più basso
mai registrato. Nei restanti 16 giorni con il sistema corto
(SCS<0), sono stati scambiati 1,3 milioni di MWh, di cui il
56,5% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 19,42 €/
MWh (-30,3%), anch’esso al minimo storico.
Complessivamente il 64,4% dei volumi scambiati (1,7
milioni di MWh) è stato determinato dall’azione di RdB
ed il restante 35,6% (0,9 milioni MWh) da scambi tra
operatori.
Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G + 1, prezzi e volumi
Fonte: dati GME
Volumi
€/MWh
Sbilanciamento complessivo
del sistema (SCS)
positivo
negativo
Totale
n.giorni 15/31
Prezzo. €/MWh
19,19
(-31,0%)
Acquisti. MWh
2.667.512
(+10,9%)
732.627
(+79,1%)
1.934.885
(-3,1%)
Vendite. MWh
RdB
Operatori
30,00
1.296.550
28,00
732.627
1.370.963
26,00
563.923
150.000
120.000
24,00
90.000
MWh
500.000
60.000
21,00
30.000
400.000
18,00
0
300.000
€/MWh
30,00
MWh
400.000
200.000
27,00
300.000
100.000
24,00
0
200.000
(+10,9%)
1.370.963
985.073
(-25,1%)
985.073
22,00
21,00
100.000
-100.000
1.682.439
(+54,3%)
385.890
20,00 1.296.549
18,00
0
-200.000
15,00
27,00
-100.000
-300.000
100.000
18,00
12,00
26,00
43
lato vendita
29
27,00
N. 26,00
N.
26,00
-200.000
0
Lug
Ago
Set
Ott
Nov
Dic
Gen
Feb
10/30
20/30
23/31
8/31
12/30
18/30
12/31
19/31
17/31
14/31
16/28
12/28
A.T. 2012/13
18/31
13/31
25/31
6/31
Apr
Mag
Giu
Lug
20/30
10/30
23/31
8/31
19/30
11/30
15/31
16/31
A. T. 2013/14
SCS positivo
Nel Comparto G-1 della PB-Gas, a luglio sono stati scambiati
508 mila MWh di gas naturale ad un prezzo medio di 18,76 €/
MWh. Nelle sessioni con scambi di gas naturale, il Responsabile
del Bilanciamento presentava sempre un’offerta in vendita
soddisfatta dagli acquisti degli operatori nelle zone Import e
Mar
SCS positivo
Prezzo
20/31
11/31
SCS negativo
SCS negativoPrezzo
Prezzo
100.000
0
MWhMWh
Partecipazione al mercato
Totale
lato acquisto
47
1.296.549
MWh
2.667.512
24,00
Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente
Operatori attivi. N°
19,42
MWh
180.000
27,00
€/MWh
Operatori
1.370.963
32,00
Prezzi
30,00
€/MWh
€/MWh
RdB
18,95
€/MWh
n.giorni 16/31
34,00
100.000
0
Prezzo
Stogit. Nella prima, ai punti di Tarvisio e Passo Gries, sono stati
acquistati 207 mila MWh ad un prezzo medio di 16,50 €/MWh,
nella seconda 301 mila MWh ad un prezzo medio di 18,76 €/
MWh.
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P A1G3 I N A 1 3
-
Posizioni aperte
Volumi-
Volumi
-
Fonte:
dati GME
-
REPORT │ LUGLIO 2014
BoM-2013-09
€/MWh
M
(continua)
Tabella 2: Piattaforma di Bilanciamento comparto G-1
Fonte: dati GME
Zone
Import
Edison
Stoccaggio
LNG
Stogit
Reintegro
Stogit
Linepack
Totale
16,50
-
-
18,76
-
-
18,76*
Volumi. MWh
206.539
-
-
301.341
-
-
507.880
Operatori*. N.
3
-
-
15
-
-
18
Prezzo. €/MWh
* Media aritmetica dei prezzi massimi zonali giornalieri
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P A1G4 I N A 1 4
REPORT │ LUGLIO 2014
mercato gas italia
Tendenze di prezzo sui mercati energetici
europei
A cura del GME
■
Nel mese di luglio, le quotazioni spot del Brent e dei
combustibili fossili oggetto di analisi registrano diffusi cali,
sia a livello tendenziale che congiunturale, ad eccezione
del carbone che, per la seconda volta dall’inizio dell’anno,
registra un lieve aumento rispetto al mese precedente. In
particolare il Brent scende al minimo annuo, disattendendo
la tendenza rialzista solitamente osservata nel periodo
estivo. Prosegue infine la dinamica ribassista su tutte le
borse elettriche, dove si evidenziano forti cali tendenziali
generalizzati, in virtù dei quali il prezzo francese sfugge
alla consueta ripresa stagionale, giungendo al minimo da
aprile 2004.
A luglio, il prezzo spot del Brent (106,82 $/bbl, -5%) registra
la prima flessione significativa dall’inizio dell’anno – più
marcata peraltro che sugli altri riferimenti internazionali
del greggio – ponendosi al minimo del 2014 e deludendo
al ribasso le aspettative degli operatori espresse nel mese
di giugno (113 $/bbl). In merito ai prezzi future, si riduce
lo spread dello spot dalla quotazione del prodotto annuale
(106,41 $/bbl), mentre restano sui 108 $/bbl i prezzi relativi
ai contratti di più prossima delivery. Quanto alle commodity
derivate, l’olio combustibile (600,83 $/MT), in particolare,
segna una riduzione del 5% rispetto a giugno, favorendo
un effetto ribassista sulle quotazioni dei prodotti a termine
(-1/-4%).
Come negli ultimi tre anni, nel mese di luglio il prezzo europeo
del carbone aumenta (74,16 $/MT, +2%), sospendendo il
persistente trend ribassista che lo interessa ormai dall’inizio
del 2011 e tornando al di sopra della quotazione sudafricana,
quest’ultima in lieve calo. Si mantiene sempre più elevato
degli altri due riferimenti il prezzo cinese, soggetto tuttavia
al secondo calo mensile consecutivo. In ripresa, i prezzi
future dei mensili risultano allineati alla quotazione spot
(74/75 $/MT), mentre resta più elevato il valore del prodotto
annuale (78 $/MT).
Da segnalare, peraltro, che l’intensità delle riduzioni
tendenziali osservate su tutte le commodity cresce, favorita
da un aumento del tasso di cambio dollaro/euro (1,35 $/€)
che, stabile rispetto a giugno, mostra un aumento del 4%
rispetto al 2013.
Newsletter Luglio 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
Lug 14
106,82
78,87
600,83
443,61
886,59
654,60
74,16
54,76
1,35
1,00
Quotazioni a termine
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%) FUEL (%)
future M-1
-5%
-2%
crude
oil
- 5crude
%
-5%
brent
future
-1%
fuel- 5
oil%
5 % NWE- 4 %
FO-1.0%
-3%
-3%
gasoil
-2%
gasoil
future - 6 %
+2%
-2%
coal
+ 3CIF
%
-5%
API2
+4%
FX - 0 %
0%
0%
FX USD
113,41
627,31
927,50
73,30
-
Ago 14
Var M-1
(%)
Set 14
Var M-1
(%)
Ott 14
Var M-1
(%)
2015
Var M-1
(%)
108,90
80,44
596,37
440,49
903,99
667,71
74,54
55,06
1,35
1,00
-2%
-4%
-2%
+1%
-0%
-
108,34
80,01
596,49
440,54
906,43
669,46
74,81
55,25
1,35
1,00
-2%
-3%
-2%
+1%
-0%
-
108,50
80,12
594,74
439,20
909,94
671,96
75,11
55,47
1,35
1,00
-
106,41
78,44
585,21
431,39
78,46
57,84
1,36
1,00
-0%
-1%
-1%
-0%
-
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 S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 4E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G5 I N A 1 5
REPORT │ LUGLIO 2014
mercati energetici europa
PETROLIO
Brent FOB
FUEL
108,38
101,92
€/bbl UdM
-0%
$/MT
+2%
Quotazioni
a74,16
pronti coal
-2%
73,30
- - Brent
€/bbl USD/EUR
78,381,001,35
- 3FX
%FX
-37%%Var+0M-12
brent
crude
future
FX FOB
USD CAMBIO
0gasoil
USD
GASOLIO
$/MT
886,59
-%
3 % ultima
927,50
-%
0M-1
4-%
%
$/€
-quot.
Var
FUEL
UdM
Lug 14
FUEL (%)
(%)
future- M-1
OLIO COMB.
640,78 1,00
+ oil
3 %FXgasoil
+2 3%
% 0 -%6 %
fuel
623,93
FX0.1
USD
0 -%
USD
FOB$/MT
ARA
€/MT
654,60
future
-
74,54
74,81
+1%
75,11
+1%
-
Quotazioni
a termine
108,51440,49
- 01,00
% - +107,53
1 % - 1,00
107,28
- 1,38
1%
+55,47
1%
440,54
439,20
- -1,38
- -1,38
55,06
55,25
78,491,35
- - 0M-1
- 1,00Var
- 1,35
1,00
1,00
903,99
-%
2 % 77,78
906,43 Var
-%
2 % 77,60
909,94
--0M-1
1,35
-M-1
Var
Ago 14
Set 14
Ott 14
(%)
612,95
%
605,06
1,00
- - 607,12
1,00
- 1,00
-- 667,71+ 1 %
669,46 + 0(%)
671,96 (%)
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
%
FO
443,36
- +Media
- $/MT
74,16
+ -23%andamento
- 2 % - mensile
coal
73,30
74,54
%
74,81
1Media
% 437,67
75,11
Grafico
1: Greggio
e$/bbl
tasso
di
cambio,
mensile
prezzi
spot-- e2+%
a1 termine.
Media
106,82
- 5andamento
%
crude
oil
113,41deidei
108,90
108,34 aritmetica.
- 2 % aritmetica.
108,50
Grafico
1:6000K
Greggio
e tasso
di
cambio,
mensile
prezzi
spot
e -a2termine.
Media
GASOLIO PETROLIO
$/MT
900,05
-2%
-3CIF
1%% - 2 -%5 %
gasoil
933,00
917,93
% - 916,94
915,18
- ARA Stm
C €/MT
54,76
+andamento
API2
55,06
55,25 - 2 % 55,47
Brent FOB
€/bbl
78,87
- 5crude
%
-5%
brent
future
80,44
80,01
80,12
$/bbl
1,35
+4% $/€
USD/EUR
FX - -08%%
1,35
0.1$/bbl
FOB ARACAMBIO
€/MT
650,91
-4%
gasoil
future
663,95 1,35 - - 0 % 663,251,35
- - 0 % 661,99
- $/bbl COMB.
OLIO
$/MT
600,83
-1%
fuel- 5
oil%
627,31
596,37
-4%
596,49
-3%
594,74
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
443,61
5 % NWE- 4 %
FO-1.0%
440,49
440,54
439,20
ARA Stm 6000K C €/MT
54,57
- 4CIF
%
- 16 %
API2
55,04
54,51
54,62
GASOLIO
$/MT
886,59
-3%
-3%
gasoil
927,50
903,99
-2%
906,43
-2%
909,94
120
Grafico
1:
Greggio
e
tasso
di
cambio,
andamento
mensile
dei
prezzi
spot
e
a
termine.
Media
aritmetica.
CAMBIO
$/€
+7%-6%
FX+ 1 %
1,38
1,38
+ 1 -%
1,38
120
120
0.1 FOBUSD/EUR
ARA
€/MT1,38 654,60
-2%
gasoil
future
667,71 + 1 %669,46
671,96
-FX USD CARBONE
0 %coal
FX USD
- 73,30
1,00
-+ 1 %
1,00
1,00
110
$/MT1,00 74,16
+ 2 %0 % - 2 %
74,54
74,81
+ -1 %
75,11
-$/bbl
110 110
PETROLIO
$/bbl
108,38
- 1FX
%
-51%%NWE
crude
oil+USD
108,73
CAMBIO
$/€
USD/EUR
1,38
%
+- 57-0%
0.1Stm
FOB6000K
BargeC €/MT
€/MT
443,61
-CIF
4%
%
FO
1.0%
FX
USD ARA
1,00
0+1 3%
%
FX
54,76
%
API2
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
+ 3CIF
%
-5%
API2
+mensile
4%
FX - 0 %
andamento
0%
0%
FX USD
dei
-
prezzi
55,06
spot1,35
ea
1,00
-0%
termine.
-
55,25
1,35 aritmetica.
-0%
Media
1,00
-
55,47
1,35
1,00
-
-1%
-- 0 M-1
%
Var
- (%)81,10
-
81,10
58,64
-1%
58,64
1,38
1 %- 1- %
- 0- %
1,38
-
+1,00
1%
-
$/€
1,90
1,80
1,70
-0%
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
1,80
1,40
-
$/€
1,90
1,80
1,70
1,60
1,50
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
1,30
1,70
2015
-
-1%
1,40
1,60
$/€1,80
1,20
60
130 90
01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607 1,90
1,50
120 80
-
--
$/€
57,84
1,36
1,00
100
$/bbl
70
--
-0%
Var
- M-1
(%) - -
417,32
78,46
- 1- %
106,41
-0%
57,84
78,44
1,36
- 0- %
585,21 $/€ - 1 %
1,00
81,10
- 1- %
431,39 1,90 58,64
1,80 1,38
-+ 1 %
1,00 1,70- 1 %78,46
110
70
60
1,35
cambio,
1,00
-0%
-
78,46
101,92
431,39
1,0057,84
73,71
- - Var
1,36
- 0M-1
%-- 1,00
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
54,76
577,08
417,32
- 0 %417,32
mercati energetici europa
(continua)
CARBONE
73,71
577,08
(%)
REPORT │ LUGLIO 2014
-1%
-1%
crude
oil
108,73
108,51
-0%
107,53
-1%
107,28
Lug 14 brent
Ago 14
Ott-14
78,38
- 3(%)
% FUEL
-(%)
7 % future M-1
crude
future
78,49 (%)
- Set 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
106,82
-15%
%
oilNWE-- 2
113,41
108,90
2%
-2%
108,50
106,41 0.1 FOB Barge
€/MT $/bbl 463,40
+1.0%
3%
%
FOcrude
- quot.
443,36- Var
- 108,34 439,15
437,67
Var
M-1
Var
M-12
ultima
M-1
Var
M-1
Var
M-1
Brent FOB
€/bbl
78,87
- 5crude
%
-5%
brent
future
80,44
80,01
- 663,25
80,12
78,44
FUEL
UdM650,91
Lug 14gasoil
Ago 14 663,95
Set 14
Ott 14
2015
0.1 GASOLIO
FOB ARA
€/MT
%
8%% future
future
-915,18
661,99
(%) FUEL
M-1
(%) a termine
(%)
$/MT a pronti
900,05
--24%
- 1- (%)
gasoil
933,00
917,93- 4 (%)
- 2 596,49
% -Quotazioni
916,94
-2%
Quotazioni
OLIO COMB.Newsletter
$/MT
600,83
-5
-1%
fuel
oil
627,31
%
- 3 % Energetici
594,74
585,21
Luglio
14
-%Tendenze
di
prezzo
e596,37
Prospettive
sui
Mercati
(pag
1)75,51CARBONE
$/MT
75,45
2
%
11
%
coal
75,00
76,09
1
%
75,36
2
%
0.1 FOB0.1
ARA
- 4-1.0%
8%
%
future
663,95 - 440,54 663,25
661,99
FOB Barge€/MT €/MT 650,91
443,61 gasoil
5%
% NWE-- 4
FO
- 440,49
439,20
431,39 Var M-1 crude
Var
M-12
PETROLIO
$/bbl
106,82
-5%
-ultima
2 % quot.
oil
113,41
108,90
-2%
108,34Var M-1
-2%
108,50 Var M-1
106,41
Var M-1
FUEL
Mar
14
FUEL
14 76,09
Giu
2015
GASOLIO
886,59(%)
%(%) -- 11
%
gasoil
927,50
- 2 % -Mag
- 2 % 54,51
909,94
ARA
Stm
6000K
C UdM
€/MT
54,57
%
-316
CARBONE
$/MT $/MT
75,45
--2-43CIF
%
%% M-1
API2
55,04
-(%)
54,62
coal
75,00- Apr 903,99
1 906,43
%14 - 75,36
- 2 14
%
75,51
future
(%)
(%)
Tabella
Greggio e€/bbl
combustibili,
aritmetica.
Brent 1:
FOB
78,87 quotazioni
- 5crude
% mensili
- 5 % spot e- a termine. Media
brent
future
80,44
80,01
80,12
78,44
0.1 FOB ARA
€/MT
654,60
-2%
6%
gasoil
future -- 16
667,71
669,46
671,96
ARA
Stm
6000K
C
€/MT
54,57
4
%
%
API2
CIF
55,04
54,51
54,62
1- %
+- 17 %%
CAMBIO $/€OLIO COMB.
USD/EUR $/MT 1,38 600,83FX+fuel
+1%
1,38 594,74 + 1 %1,385oil%
627,31596,37 1,38
-4%
596,49
-3%
585,21
$/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
140
2011
2012
2013
2014
01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607
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
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
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
2014
2015
Grafico 2: 600
Prodotti
petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1200
1000
1200
$/MT
$/bbl
100
1000
140
$/MT 01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607$/bbl
2010
1400
800
1200
2011
2012
2013
2014
2015
140
80
1200
600
$/MT
600
1000
140
400
400
2010800
120
600
400
120
80
100
120
60
60
100
40
40
01 02 03 0401020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607
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 1080
11 12 01 02 03
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
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1400
800
140
$/bbl
2011
2012
2013
2014
2015
1,20
60
1400
800
01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607 80 140
$/MT
2010
20112011
2012
2012
2013
2013
2014
2014
80
2015
110
600
60
60
2015
60
Grafico
3:andamento
Coal, andamento
mensile dei
prezzi spotee aa termine.
termine. Media aritmetica.
Grafico
01 02 033:
04Coal,
05 06 07
08 09 10 11 12 mensile
01 02 03 04dei
05 06prezzi
07 08 09spot
10 11 12 01 02 03 04 05Media
06 07 08aritmetica.
09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11
12 01Thomson-Reuters
02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
Fonte:
100
40
90$/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
01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607
80
150
2010
2010
140
2011 2011
2012
2012
2013
2013
2014 2014
2015
70
Grafico
Coal,
andamento
annualedei
e mensile
dei prezzi
spot e Media
a termine.
Media aritmetica
140 3: 3:
Grafico
Coal,
andamento
mensile
prezzi spot
e a termine.
aritmetica.
130
60
2015
Grafico
Coal,
andamento
mensile
dei prezzi
spot spot
e a termine.
Media
aritmetica.
Grafico
3:
Coal, andamento
mensile
dei prezzi
e a termine.
Media
aritmetica.
01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607
130 3:
120
2010
2011
2012
2013
2014
2015
$/MT
110
150
100
140
90
130
80
120
70
110
60
100
01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607
$/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
01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607
70 01 02 03 042010
2012
2014
05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 2011
03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
02 03 04 05 06 07 08 09 10 112013
12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10
11 12 01 02 03 04 05 06 07 082015
09 10 11 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 S LNN
EEE
TWW
TSESLRLEED
TTT
ETE
LERR
GD
MDEEELL│GGFMM
EEBB
E ││2R20A01I11O4 │2 0N1U0M│E R
NO
U M4
7E
5
4 R│OPPA2AG
5GI │
INNAPAA11G
66I N A 1 6
80
2015
40
(continua)
In accordo con la dinamica in atto dall’inizio del 2014 e con i
movimenti storicamente registrati sul mercato in questa fase
dell’anno, le quotazioni spot dei principali hub del gas (16/18
€/MWh) risultano ancora in ribasso su base mensile (-3/-6%)
– per quanto lievi rialzi giornalieri realizzati nell’ultima parte del
mese hanno ridotto la portata delle diminuzioni – e soprattutto
a livello annuo (-33/-38%). Tali andamenti interessano anche
il PSV italiano che, pur confermandosi più elevato degli altri
riferimenti europei (2 €/MWh circa sul TTF), si attesta a
18,48 €/MWh, scendendo al livello minimo da ottobre 2009.
Quanto ai mercati a termine, il valore dei prodotti di prossima
consegna sembrano convergere sullo spot (a seguito di ribassi
dell’ 8/9%), mentre variazioni meno rilevanti si registrano sui
prezzi dei contratti annuali, sostanzialmente ancorati attorno
a 24 €/MWh.
Newsletter Luglio 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
Lug 14
PSV
TTF
CEGH
NBP
IT
NL
AT
UK
18,48
16,41
17,59
16,11
Quotazioni a termine (€/MWh)
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%)
(%)
future M-1
-3%
-6%
-4%
-4%
- 33 %
- 37 %
- 35 %
- 38 %
18,65
16,75
17,95
16,43
Ago 14
Var M-1
(%)
Set 14
Var M-1
(%)
Ott 14
Var M-1
(%)
GY
2014/15
Var M-1
(%)
18,51
16,60
17,71
16,41
-8%
-9%
17,54
17,04
-8%
20,07
-
23,55
23,92
-1%
-2%
€/MWh
35
30
25
20
15
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Fonte: Thomson-Reuters
Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioni a pronti (€/MWh)
A seguito della ripida tendenza ribassista in atto, che sembra
Vardei
M-1 Var
M-12 ultima
Gestor
ultima quot.
quot.
assorbire Area
gli andamenti dei
mercati
combustibili
Lug 14
Paeseprincipali
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
di riferimento, i prezzi delle borse elettriche europee analizzate
si attestano
tutti su valori tra
i più bassi
ultimi
49,20
- anni.
ITALIA
46,42
-IT1 %degli-Borsa
31
% Ita quattro
29,50
FRANCIAfrancese, in
25,49
- FR
17 %scende
-EEX
26 %a 25,49
La quotazione
particolare,
€/MWh
32,25basso
GERMANIA-26% annuo),
31,88 raggiungendo
+DE
1%
-EEX
12
(-17% mensile,
il %
livello più
OMIP
53,75
48,21
5%
- 6 % Ita
nome
Borsa
- (31,88
da aprileSPAGNA
2004 e risultando
inferiore-ES
al prezzo
tedesco
Nasdaq
25,70
AREA SCANDINAVA
28,52
+NO
13
%
16
%
€/MWh, +1% mensile, -12% annuo)nome
di circaEEX
7 €/MWh.- Stabile
AUSTRIA
32,01
+nome
3%
-Nasdaq
11 %
sui livelliSVIZZERA
del precedente trimestre,
la quotazione
italiana, pari
31,43
-1%
- 13 %
nome
OMIP
-
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
a 46 €/MWh (-31% annuo), si conferma ai minimi dal 2009 e al
Vartuttavia
M-1
Var M-1
M-1(48,21
Var M-1 apparso
Var
M-1
diAgo
sotto
valore
14 del
Set spagnolo
14 Var
Ott 14 €/MWh),
2015
(%)
(%)
(%)
(%)
(%)
meno volatile rispetto agli ultimi mesi. Rivalutate generalmente
al49,07
ribasso,
degli
operatori
prossimo
-%
52,71
- 6-le
% aspettative
50,15
-7
52,86
-per il 52,65
+ 1- %mese
25,01
- 11 %
35,22
%
43,27 più- alti dello
41,93 spot,
- fatta
convergono
verso
prezzi- 5comunque
30,50
- 2per
%
- 2 %e la35,05
34,86 stimano
eccezione
la33,76
Francia
Germania
che
un
49,23
8-%
50,39
- 9 -%
48,21
47,98
-rispetto
--agosto
in -riduzione
al bimestre
precedente,
seguendo
30,21
+ 11- %
31,82
+ 8 -%
32,20
-32,07
-un andamento
più tipicamente
stagionale.
-
-
-
-
-
€/MWh
90
80
70
60
50
40
30
N E W S LNNEEETW
W
TSS
ELL
REED
TTT
E
TE
L
ERRG D
M
DEELL│G
GFM
MEEEBB
││2R
200
A11I 1O
4 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
744E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G77I N A 1 7
-
-
-
REPORT │ LUGLIO 2014
mercati energetici europa
IT
NL
AT
18,48
16,41
17,59
-3%
-6%
-4%
- 33 %
- 37 %
- 35 %
18,65
16,75
17,95
NBP
UK
16,11
-4%
- 38
%
16,43
mercati
energetici
europa
20
18,51
16,60
17,71
-8%
-
17,54
-
-
-
-
23,55
-
-1%
-
16,41
-9%
17,04
-8%
20,07
-
23,92
-2%
€/MWh
3515
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07
(continua)
2010
2011
2012
2013
2014
2015
30 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Figura
Fonte: Thomson-Reuters
Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
25
Area
20
15
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
Quotazioni a pronti (€/MWh)
Var M-1 Var
M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Paese Gestor
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
Lug 14
Ago 14
Var M-1
(%)
Var M-1
(%)
Var M-1
(%)
Ott 14
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
2015
49,20
52,71
ITALIA
46,42
-IT1 %
-Borsa
31 % Ita
49,07
- 6-%
50,15
- 7-%
52,86
52,65
+ 1- %
29,50
25,01
- 11 %
35,22
-5%
43,27
41,93
FRANCIA
25,49
- FR
17 %
-EEX
26 %
01GERMANIA
02 03 04 05 06 07 08 09 10 1131,88
12 01 02 03 04 05
06%
07 08 09-EEX
10
04 05 06 07 08 09 10 30,50
11 12 01 02 03
08 09 10 11-12
04 05 06 07 08-09 10 1134,86
12 01 02 03 04-05 06 07
32,25
- 204%05 06 07
33,76
2 01
% 02 0335,05
+DE
1
1211
%12 01 02 03
2010SPAGNA
2011
2012 53,75
2015
50,39
- 92014
48,21
47,98
OMIP
49,23
48,21
-ES
5%
- 6 % Ita
nome
Borsa
- 2013 - 8-%
-%
---
AREA SCANDINAVA
28,52
AUSTRIA
SVIZZERA
32,01
31,43
NO
+nome
13 %
+3%
-nome
1%
Nasdaq
-EEX
16 %
- 11 %
-OMIP
13 %
25,70
-
30,21
-
-
-
-
31,82
-
-
-
+ 11- %
Figura 2: Borse elettriche, quotazioninome
mensili Nasdaq
spot e a termine.
Media aritmetica
Area
Lug 14
ITALIA
FRANCIA
60
GERMANIA
50
SPAGNA
AREA
SCANDINAVA
40
AUSTRIA
30
SVIZZERA
46,42
25,49
31,88
48,21
28,52
32,01
31,43
Var M-1 Var
M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Paese Gestor
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
80
70
32,20
-
+ 8 -%
-
-
--
32,07
-
--
-
-
-
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
Quotazioni a pronti (€/MWh)
€/MWh
90
Set 14
-IT1 %
- FR
17 %
+DE
1%
-ES
5%
nome
+NO
13 %
nome
+nome
3%
-nome
1%
-Borsa
31 % Ita
-EEX
26 %
-EEX
12 %
OMIP
- 6 % Ita
Borsa
-Nasdaq
16 %
EEX
-Nasdaq
11 %
-OMIP
13 %
Ago 14
Var M-1
(%)
Set 14
Var M-1
(%)
Ott 14
Var M-1
(%)
2015
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
49,20
29,50
32,25
53,75
25,70
-
49,07
25,01
30,50
49,23
30,21
-
- 6-%
- 11 %
-2%
- 8-%
+ 11- %
50,15
35,22
33,76
50,39
31,82
-
- 7-%
-5%
-2%
- 9 -%
+ 8 -%
52,86
43,27
35,05
48,21
32,20
-
---
52,71
52,65
41,93
34,86
47,98
32,07
-
+ 1- %
---
-
-
-
-
-
-
-
-
-
20
€/MWh
10
01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 08 09
90
2010
2011
2012
2013
2014
2014
80
TWh
40
Volumi a pronti (TWh)
70
35
60
In termini
di
volumi, come
di consueto,
leM-12
borse più capienti
Var M-1 Var
Area
Lug 14
30
(%)
(%)
risultano
NordPool (24 TWh), in crescita rispetto al 2013 (+5%
50
25
annuo)
edITALIA
EEX (26,7 TWh),
seguite
dai listini
mediterranei che
40
17,6
+8%
- 13 %
20
10
11
12
01
02
03
04
05
06
07
2015
riducono nuovamente il reciproco differenziale, per effetto di
andamenti contrapposti che portano la borsa italiana sui 18
TWh circa (-13%) e quella spagnola a 16,1 TWh (+2%).
FRANCIA
6,0
+ 14 %
+ 37 %
15
GERMANIA
20,7
+1%
-4%
10
20
SPAGNA
16,1
+ 19 %
+2%
5
AREA SCANDINAVA
24,1
-1%
+5%
10
Figura 01
3: Borse
europee,
volumi
annuali
e
mensili
sui
Fonte:
Thomson-Reuters
AUSTRIA
0,6
+
9
%
7
%
03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 090 mercati
11 01 03 spot
05 07 09 11 01 03 05 07 08 09 10 11 12 01
02 03
04 05 06 07
01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07
- 10 % 2012- 11 %
2010 SVIZZERA
2011 1,7
2013
2014
2014
2015
30
2010
2011
2012
2013
2014
TWh
40
Volumi a pronti (TWh)
35
Area
Lug 14
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ITALIA
FRANCIA
GERMANIA
SPAGNA
AREA SCANDINAVA
17,6
6,0
20,7
16,1
24,1
+8%
+ 14 %
+1%
+ 19 %
-1%
- 13 %
+ 37 %
-4%
+2%
+5%
20
AUSTRIA
SVIZZERA
0,6
1,7
+9%
- 10 %
-7%
- 11 %
0
30
25
15
10
5
01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07
2010
2011
2012
2013
N E W S LNNEEETW
W
TSS
ELL
REED
TTT
E
TE
L
ERRG D
M
DEELL│G
GFM
MEEEBB
││2R
200
A11I 1O
4 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
744E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G88I N A 1 8
2014
REPORT │ LUGLIO 2014
PSV
25
TTF
CEGH
Mercato dei titoli di efficienza energetica
A cura del GME
■
Nel mese di luglio 2014 sul mercato dei Titoli d Efficienza
Energetica sono stati scambiati 369.750 TEE, in aumento rispetto
ai 139.322 TEE scambiati a giugno.
Dei 369.750 TEE sono stati scambiati 141.309 TEE di Tipo I,
178.810 TEE di Tipo II, 9.364 TEE di Tipo II CAR, e 40.267 TEE
di Tipo III.
Nel mese in esame si registra un aumento dei prezzi medi pari a
2,98 % per la Tipologia I, 3,43 % per la Tipologia II, 1,77% per la
Tipologia II CAR e del 2,92 % per la Tipologia III.
In particolare, i titoli di Tipo I hanno registrato una media pari a
110,27 € (107,08 € a giugno), i titoli di Tipo II sono stati scambiati
ad una media di 110,14 € (106,49 € il mese scorso), la media dei
titoli di Tipo II-CAR è stata pari a 109,71 € (107,81 € a giugno),
ed infine i titoli di Tipo III sono stati quotati in media a 110,03 €
(106,91 € a giugno).
I titoli emessi dall’inizio dell’anno sono pari a 5.618.137 (1.445.409
di Tipo I, 2.700.720 di tipo II, 594.798 di Tipo II CAR, 858.216 di
Tipo III e 18.994 di Tipo V).
Dall’inizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a 29.609.963.
Di seguito la Tabella riassuntiva delle transazioni relativa al mese
di luglio 2014.
TEE, risultati del mercato del GME - luglio 2014
Fonte: GME
Tipo I Tipo I
141.309
15.581.749,51
Tipo II Tipo II
178.810
19.693.702,69
II-CAR
TipoTipo
II-CAR
9.364
1.027.347,71
Tipo III
Tipo III
40.267
4.430.676,13
Prezzo minimo (€/TEE)
105,90
107,12
107,10
107,10
Prezzo massimo (€/TEE)
111,00
111,00
110,50
111,00
Prezzo medio (€/TEE)
110,27
110,14
109,71
110,03
Volumi scambiati (n.TEE)
Valore Totale (€)
TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine luglio 2014 (dato cumulato)
13.500.100
Fonte: GME
12.823.094
Totale: 29.609.963
12.000.100
10.417.780
10.500.100
9.000.100
7.500.100
6.000.100
5.146.660
4.500.100
3.000.100
1.203.195
1.500.100
19.234
100
TIPO I
TIPO II
TIPO II_CAR
TIPO III
TIPO V
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 4E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G9 I N A 1 9
REPORT │ LUGLIO 2014
mercati per l'ambiente
(continua)
TEE scambiati dal 1 gennaio 2014
N. TEE
Fonte: GME
Mercato: 2.336.227
2.400.000
Bilaterali: 4.712.154
2.246.205
2.200.000
2.000.000
1.800.000
1.600.000
1.400.000
1.440.090
1.124.334
1.200.000
1.000.000
800.000
782.605
784.413
600.000
400.000
241.446
200.000
332.257
96.896
135
0
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2014)
€/tep
minimo
155,00
149,00
Fonte: GME
massimo
149,00
148,50
medio
149,00
145,00
145,00
135,00
128,52
125,00
118,34
115,00
119,54
117,96
105,00
105,41
101,00
100,00
95,00
120,00
116,34
95,00
85,00
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
Tipologia
Tipologia
N E W S LNEETWTSELRE T
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEBB
│ 2R0A1I 4O │2 0N1U0M│E R
NO
U M7 E
4 R│O P2A5G │
I N PAA 2G0I N A 2 0
REPORT │ LUGLIO 2014
mercati per l'ambiente
(continua)
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2011)
€/tep
Tipo I
Tipo II
Fonte: GME
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
155,00
145,00
135,00
125,00
115,00
105,00
29-07-2014
01-07-2014
29-05-2014
06-05-2014
08-04-2014
11-03-2014
11-02-2014
14-01-2014
22-10-2013
26-11-2013
24-09-2013
27-08-2013
16-07-2013
18-06-2013
21-05-2013
23-04-2013
26-03-2013
26-02-2013
29-01-2013
18-12-2012
20-11-2012
18-09-2012
16-10-2012
07-08-2012
10-07-2012
12-06-2012
24-05-2012
10-05-2012
17-04-2012
20-03-2012
21-02-2012
24-01-2012
13-12-2011
15-11-2011
13-09-2011
11-10-2011
26-07-2011
28-06-2011
31-05-2011
03-05-2011
05-04-2011
08-03-2011
08-02-2011
85,00
11-01-2011
95,00
data sessione mercato
data sessione mercato
Nel corso del mese di luglio 2014 sono stati scambiati 577.955
titoli attraverso contratti bilaterali delle varie tipologie (145.202
TEE lo scorso giugno).
La media dei prezzi dei TEE scambiati attraverso i bilaterali è
stata pari a 104,29 €/tep (104,76 €/tep nel mese di giugno) in-
feriore di 5,87 €/tep rispetto alla media registrata sul mercato
organizzato di 110,16 €/tep (106,78 €/tep a giugno).
Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi scambiati
bilateralmente per ciascuna classe di prezzo:
TEE scambiati per classi di prezzo - luglio 2014
300.000
300.000
400.000
350.000
250.000
250.000
Fonte: GME
TEE scambiati per classi di prezzo - settembre 2013
TEE scambiati per
di per
prezzo
2013
TEEclassi
scambiati
classi-disettembre
prezzo - luglio
2014
356.220
268.488
268.488
Quantità
Quantità
300.000
200.000
200.000
250.000
150.000
150.000
200.000
191.982
150.000
100.000
100.000
100.000
50.000
50.000
50.000
0
38.912
38.912
23.069
1.834
1.834
2.066
821
221
695
2.881
0
0
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100)
100+
0 0
(0-10)
[10-20)[20-30)
[20-30)
[40-50)[60-70)
[50-60)
[70-80) [100-[80-90)
100+ [140(0-10) [10-20)
[30-40) [30-40)
[40-50) [50-60)
[70-80) [60-70)
[80-90) [90-100)
[110- [90-100)
[120[130110)
120)
130)
140)
150)
Classi di prezzo (€/tep)
Classi di prezzo (€/tep)
Classi di prezzo (€/tep)
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 4E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G1 I N A 2 1
150+
REPORT │ LUGLIO 2014
mercati per l'ambiente
Mercato dei certificati verdi
A cura del GME
■ Sul Mercato dei Certificati Verdi, nel mese di luglio 2014 sono
stati scambiati 659.179 CV in diminuzione rispetto ai 846.084
CV scambiati nel mese di giugno.
La concentrazione degli scambi ha visto il prevalere dei CV con
anno di riferimento 2014 I Trim con 329.685 certificati (531.127
CV 2014 I Trim lo scorse mese), dei CV 2014 II Trim con un
volume pari a 196.085 CV (contro gli 52.019 CV II Trim di
giugno) e dei CV 2013 IV Trim con una quantità pari a 98.578
titoli (143.621 CV 2013 IV Trim a giugno).
I CV 2013 TRL, hanno raggiunto un volume pari a 14.308 quote
(30.679 CV 2013 TRL lo scorso mese) mentre i CV con anno
di riferimento 2013 III Trim hanno registrato una quantità di titoli
pari a 8.877 (73.390 CV 2013 III Trim a giugno).
Seguono nell’ordine i CV 2013 I Trim, che hanno registrato
sulla piattaforma un volume pari a 4.866 CV (616 i CV 2013 I
Trim nel mese di giugno), i CV 2013 II Trim con 3.640 certificati
(6.940 CV 2013 II Trim a giugno) e, infine, 3.140 CV 2012
sono stati scambiati sul mercato, nel mese di luglio (7.692 CV
2012 a giugno).
Nel mese di luglio i prezzi medi sono rimasti sostanzialmente in
linea con quelli dello scorso mese tranne che per i CV 2014 che
registrano un trend in aumento.
In particolare rispetto al mese di giugno, è stato osservato un
prezzo medio pari a 97,38 €/MWh in aumento di 1,39 €/MWh per
i CV 2014 I Trim e un incremento di 1,23 €/MWh relativo ai CV
2014 II Trim (96,31 €/MWh), al secondo mese di contrattazione.
Segue l’aumento di 0,31 €/MWh dei CV 2013 IV Trim (88,68 €/
MWh), di 0,03 €/MWh dei CV 2013 II Trim (88,53 €/MWh) e di
0,01 del CV 2013 I Trim (88,45 €/MWh).
In diminuzione di 0,09 €/MWh rispetto al mese precedente il
prezzo medio dei CV 2013 III Trim (88,60 €/MWh) e di 0,35 €/
MWh il prezzo medio dei CV 2013 TRL (85,63 €/MWh).
Infine, il prezzo di riferimento dei CV 2012 (88,27 €/MWh) è
risultato in linea con il prezzo medio del mese di giugno.
La sottostante Tabella è riassuntiva delle transazioni relative al
mese di luglio 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 - luglio 2014
Fonte: GME
Periodo di riferimento
2012
2012_Tipo_CV
Volumi scambiati (n.CV)
I Trim 2013
II Trim 2013
III Trim 2013
IV Trim 2013 2013_Tipo_CV_TRL
2013_TRL
I Trim 2014
II Trim 2014
2013_Tipo_CV_Trim_I
2013_Tipo_CV_Trim_II
2013_Tipo_CV_Trim_III
2013_Tipo_CV_Trim_IV
2014_Tipo_CV_Trim_I
2014_Tipo_CV_Trim_II
3.140
277.157,00
4.866
430.377,56
3.640
322.238,15
8.877
786.472,60
98.578
8.741.573,64
14.308
1.225.195,54
329.685
32.105.043,92
196.085
18.885.420,98
Prezzo minimo (€/CV)
86,00
88,00
88,40
88,20
88,40
85,00
96,45
95,30
Prezzo massimo (€/CV)
89,00
89,00
97,00
88,90
88,93
86,10
97,85
96,79
Prezzo medio (€/CV)
88,27
88,45
88,53
88,60
88,68
85,63
97,38
96,31
Valore Totale (€)
3,00
1,00
8,60
0,70
0,53
1,10
1,40
CV, numero di certificati scambiati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2014)
1,49
Fonte: GME
N. CV
Totale CV: 4.615.812
2.000.000
1.818.489
1.800.000
1.600.000
1.400.000
1.260.636
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
525.045
400.000
200.000
0
321.800
216.665
13.764
2011
248.104
147.906
46.987
16.416
2012
2012_TRL
I Trim
2013
II Trim
2013
III Trim
2013
IV Trim
2013
2013_TRL
I Trim
2014
Tipologia
Tipologia
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 4E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G2 I N A 2 2
II Trim
2014
REPORT │ LUGLIO 2014
mercati per l'ambiente
(continua)
CV, controvalore delle transazioni per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2014)
Fonte: GME
Milioni di €
180,00
161,07
160,00
140,00
121,17
120,00
100,00
80,00
60,00
46,53
40,00
20,00
0,00
28,47
19,02
1,17
1,44
2011
2012
2012_TRL
23,83
13,10
4,04
I Trim
2013
II Trim
2013
III Trim
2013
IV Trim
2013
2013_TRL
I Trim
2014
II Trim
2014
Tipologia
Tipologia
CV, prezzi dei certificati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2014)
€/MWh
€/MWh
P Prezzo
r e z z o mminimo
in im o
Fonte: GME
PPrezzo
r e z z o mmassimo
a s s im o
PPrezzo
r e z z o medio
m e d io
97,00
99,00
96,30
97,85
95,67
97,00
97,00
95,00
96,12
95,00
93,00
92,53
93,00
91,00
91,00
89,00
89,00
87,00
87,00
85,00
85,00
83,00
83,00
90,00
88,30
88,30
85,23
84,80
85,23
84,80
89,28
90,00
87,76
89,28
87,65
87,76
87,65
84,40
84,40
89,61
89,90
89,90
90,00
88,61
89,61
87,50
88,60
87,50
88,48
88,62
89,90
88,57
90,00
88,62
88,57
87,45
88,48
84,10
84,10
2011
2012
2012_TRL
2011
2012
2012_TRL
85,00
I Trim
2013
I Trim
2013
II Trim
2013
II Trim
2013
III Trim
2013
III Trim
2013
Tipologia
85,00
85,00
IV Trim
2013
IV Trim
2013
93,46
88,00
88,00
86,11
87,45
85,00
92,53
95,60
96,79
95,09
96,06
93,46
85,00
85,96
85,00
2013_TRL
2013_TRL
I Trim
2014
I Trim
2014
Tipologia
N E W S LNEETW
TS
EL
R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
7 4E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G3 I N A 2 3
II Trim
2014
II Trim
2014
REPORT │ LUGLIO 2014
mercati per l'ambiente
(continua)
Nel corso del mese di luglio 2014 sono stati scambiati
1.344.423 CV attraverso contratti bilaterali (2.594.546 il mese
scorso) delle varie tipologie.
La media dei prezzi dei CV scambiati attraverso i bilaterali è
stata pari a 89,62 €/MWh, inferiore di 5,61 €/MWh rispetto alla
media registrata sul mercato organizzato (95,23 €/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 - luglio 2014
Fonte: GME
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - luglio 2014
800.000
Quantità
700.000
643.804 655.144
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
3.084
3.639
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
262
11.259
27.002
[50-60)
[60-70)
[70-80)
229
[80-90) [90-100)
Classi di prezzo (€/MWh)
Classi di prezzo (€/MWh)
N E W S LNEETWTSELRE T
D TE EL RG D
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│ 2R0A1I 4O │2 0N1U0M│E R
NO
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100+
REPORT │ LUGLIO 2014
mercati per l'ambiente
EU-ETS: andamento del meccanismo alla luce della
pubblicazione dei dati emissivi per il 2013
di Emanuele Vendramin - RIE
(continua dalla prima)
2013, una flessione delle proprie emissioni del 2,4% a conferma
della crisi che sta attraversando questo settore fiaccato da
una domanda che permane debole e incalzato dalla vigorosa
crescita delle fonti rinnovabili (che nella maggior parte dei
Paesi europei godono, rispetto alle fonti fossili tradizionali, di
incentivi e priorità di dispacciamento nel mercato elettrico). Più
complessa invece la valutazione dei settori manifatturieri, il cui
peso percentuale nell’ETS è pari al 28,8% (rispetto al 25,6%
dell’anno precedente), dato che la crescita emissiva registrata
tra 2012 e 2013 è pesantemente condizionata dalle modifiche
normative intercorse.
Tab. 1 – Emissioni ETS (2012-2013). Disaggregazione per settore economico 2
Impianti di combustione
Impianti manifatturieri di cui:
Raffinazione
Siderurgia e produzione coke
Produzione alluminio
Cemento, gesso calce e clinker
Vetro e derivati
Ceramiche e laterizi
Carta e derivati
Chimica
TOTALE ETS
2012
2013
Mton
%
Mton
%
Δ 2013-2012
1.389.341 74,40% 1.355.816 71,20%
-2,40%
477.821
25,60%
548.313
28,80%
14,80%
133.391
7,10%
134.159
7,00%
0,60%
120.141
6,40%
137.497
7,20%
14,40%
440
0,00%
13.209
0,70%
2902,00%
140.811
7,50%
140.561
7,40%
-0,20%
19.778
1,10%
19.234
1,00%
-2,80%
7.941
0,40%
12.816
0,70%
61,40%
28.618
1,50%
27.812
1,50%
-2,80%
26.701
1,40%
63.025
3,30%
136,00%
1.867.162 100,00% 1.904.129 100,00%
2,00%
Fonte: Elaborazione RIE su dati EEA (EU-ETS data viewer)
Tuttavia, per alcuni di questi settori, come la raffinazione (le cui
emissioni hanno registrato una crescita dello 0,6% tra 2012 e
2013), la produzione di cemento, calce e gesso (in flessione
dello 0,2%), la produzione di vetro (-2,8%) e la produzione di
carta (-2,8%) è possibile una comparazione con il 2012 poiché
sono stati interessati in misura minore o per nulla dalle nuove
regole, mentre per i restanti (chimica, alluminio, siderurgia,
ceramiche e laterizi) le valutazioni risultano più complesse.
Indipendentemente dalle modifiche intercorse i tre settori
manifatturieri che rappresentano il maggior contributo nell’ETS
sono la produzione di cemento, la raffinazione e la siderurgia
che complessivamente rappresentano il 22% delle emissioni
ETS e il 75% delle emissioni del manifatturiero.
Tab. 2 – Emissioni impianti italiani ETS (2012-2013). Disaggregazione per settore economico
2012
Impianti di combustione
Impianti manifatturieri di cui:
Raffinazione
Siderurgia e produzione coke
Produzione alluminio
Cemento, gesso calce e clinker
Vetro e derivati
Ceramiche e laterizi
Carta e derivati
Chimica
TOTALE ETS
Mton
116.409
62.666
22.156
14.251
0
18.450
2.659
276
4.378
495
179.074
%
65,00%
35,00%
12,40%
8,00%
0,00%
10,30%
1,50%
0,20%
2,40%
0,30%
100,00%
2013
Mton
103.890
60.510
20.064
12.100
600
16.485
2.552
2.814
4.273
1.622
164.400
%
Δ 2013-2012
63,20%
-10,80%
36,80%
-3,40%
12,20%
-9,40%
7,40%
-15,10%
0,40%
10,00%
-10,70%
1,60%
-4,00%
1,70%
919,60%
2,60%
-2,40%
1,00%
227,70%
100,00%
-8,20%
Fonte: Elaborazione RIE su dati EEA (EU-ETS data viewer)
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
EU-ETS: andamento del meccanismo alla luce della
pubblicazione dei dati emissivi per il 2013
(continua)
Facendo un focus sull’Italia si nota la minore incidenza sul
totale emissioni degli impianti di combustione e la conseguente
maggiore incidenza degli impianti manifatturieri rispetto al
valore europeo a dimostrazione di un parco termoelettrico
più orientato verso combustibili a minor fattore di emissione
(più gas e meno carbone e lignite oltre agli elementi comuni al
contesto europeo quali la bassa domanda e l’elevato apporto
delle fonti rinnovabili) ed una percentuale nell’economia di
industria manifatturiera maggiore rispetto alla media europea.
Da evidenziare anche una maggior incidenza rispetto alla media
europea, di alcuni specifici settori industriali quali la raffinazione,
la produzione di cemento, le ceramiche, il vetro, la carta e la
siderurgia, mentre una minor incidenza per la produzione di
alluminio e l’industria chimica. Per quanto riguarda il raffronto
con il 2012 sono da segnalare i vistosi cali emissivi del settore
termoelettrico, della raffinazione, della siderurgia (settore tra
l’altro in cui il nuovo regolamento ha comportato una crescita
del numero di impianti e dei processi assoggettati), della
produzione di cemento, del vetro e della carta. Come per il
contesto europeo le comparazioni con gli anni precedenti dei
restanti settori (produzione ceramiche e laterizi, chimica e
alluminio) risultano invece poco significative.
La compliance
Anche nel 2013 il quantitativo di permessi allocati agli impianti
ETS è risultato superiore alle emissioni verificate: a fronte
di una domanda complessiva di 1,904 miliardi di permessi
(costituita dall’ammontare di emissioni rilasciate in atmosfera
dall’ETS nel 2013), l’offerta complessiva è risultata pari a 2,134
miliardi, con un saldo netto di 230 milioni. Di conseguenza è
incrementato il già cospicuo surplus di quote a disposizione
delle installazioni passando da circa 1,9 miliardi del 2012 ai 2,1
miliardi del 2013.
Tale dinamica (offerta ben superiore alla domanda) ha avuto
l’effetto di mettere sotto pressione i prezzi dei permessi. Se si
amplia la prospettiva all’intero periodo di regolazione (20052013) si nota come solamente nel 2007 e nel 2008 le emissioni
verificate siano risultate inferiori all’ammontare allocato,
quando, tuttavia, gli operatori hanno potuto beneficiare del
surplus accumulato nei due anni precedenti. In sintesi dall’avvio
del meccanismo l’ETS non si è mai trovato in una situazione di
deficit di quote sul mercato.
Fig. 1 – ETS compliance emissiva (verificato, allocato, surplus cumulato)
2.000
Mton
1.500
1.000
500
0
2005
2006
2007
2008
Verificato
2009
Allocato
2010
2011
2012
2013
Surplus cumulato
Fonte: Elaborazione RIE su dati EEA (EU-ETS data viewer)
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│ 2R0A1I 4O │2 0N1U0M│E R
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
EU-ETS: andamento del meccanismo alla luce della
pubblicazione dei dati emissivi per il 2013
(continua)
A fronte dell’enorme surplus di permessi accumulato, con
l’avvio della terza fase dell’ETS, sono intervenute anche delle
modifiche che hanno cambiato le modalità di assegnazione
delle quote per gli impianti termoelettrici e parzialmente per
gli impianti manifatturieri non a rischio delocalizzazione. Si
è passati, infatti, da un’allocazione totalmente gratuita ad
un’allocazione tramite asta modificando, quindi, la struttura
dell’offerta di permessi che per le installazioni si è trasformata
da un costo opportunità (cioè la possibilità di rivendere sul
mercato i permessi ricevuti gratuitamente) ad un costo vivo
(dovuto all’acquisto dei permessi all’asta). La figura 2 riporta
l’evoluzione della composizione dell’offerta di permessi
sul mercato e si nota chiaramente che con l’inizio del terzo
periodo di regolazione (2013) la quantità di permessi venduti
all’asta (inclusiva delle quote della NER3003 e dei 120 milioni
di permessi venduti nelle early auction4) è risultata per la
prima volta superiore alla quantità allocata gratuitamente.
Oltre alle aste contribuiscono ad accrescere l’offerta anche i
crediti internazionali il cui impiego nell’ETS ha raggiunto quota
1,18 miliardi, pari a circa il 75% dei crediti utilizzabili nell’intero
periodo 2008-2020.
Fig. 2 – ETS composizione dell’offerta sul mercato
2.000
Mton
1.500
1.000
500
0
2005
2006
2007
2008
Allocazione gratuita
2009
2010
Allocazione all'asta
2011
2012
2013
Crediti internazionali
Fonte: Elaborazione RIE su dati EEA (EU-ETS data viewer)
Nel 2013 sono stati restituiti 132,9 milioni di crediti di Kyoto
con un ammontare identico tra CERs e ERUs pari a 66,4
milioni. Tuttavia il ritardo con cui sono state rese disponibili
le funzionalità di swap sul registro europeo delle emissioni
e l’incertezza legata alla definizione delle tipologie e dei
quantitativi di crediti impiegabili successivamente al 2013
hanno pesato negativamente sull’utilizzo di questi strumenti di
compliance. L’origine di questi crediti è risultata limitata a pochi
Paesi: l’80% proviene da progetti realizzati in Cina e il 5% da
progetti realizzati in India (due nazioni che non potranno più
fornire crediti utilizzabili nell’ETS), mentre per quanto riguarda
gli ERUs il 70% proviene da progetti realizzati in Ucraina e
il 25% da progetti realizzati in Russia. Confrontando i dati di
compliance degli ultimi due anni si nota che la percentuale di
allocazione gratuita è passata dal 76,9% del 2012 al 40,6% del
2013, l’allocazione onerosa tramite aste è invece cresciuta dal
4,7% del totale allocazioni del 2012 al 53,2% del 2013, infine
l’impiego di crediti internazionali è passato dal 18,4% delle
allocazioni 2012 al 6,2% del 2013.
Tra i settori economici che maggiormente hanno beneficiato del
surplus di quote spicca la siderurgia con i tre colossi europei
dell’acciaio (ArcelorMittal, Tata e il Gruppo Riva) che hanno
accumulato complessivamente un saldo netto di quote pari a
23 milioni.
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MEEL │G FMEEBB
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
EU-ETS: andamento del meccanismo alla luce della
pubblicazione dei dati emissivi per il 2013
(continua)
Andamento dei prezzi
La progressiva crescita del surplus di permessi ha portato il
mercato in una situazione di eccesso di offerta ed ha messo
sotto pressione i prezzi facendoli precipitare dal valore massimo
di 30€ registrato a fine giugno 2008 al valore minimo di 2,7 €
dell’aprile 2013 per poi risollevarsi fino ai 6€ delle quotazioni
attuali. L’ETS vede, quindi, minata la sua credibilità quale
principale strumento finalizzato all’abbattimento delle emissioni
di gas serra, all’incentivazione degli investimenti low carbon e
allo switch verso combustibili più puliti. Tra gli elementi che
hanno inciso sui prezzi possiamo distinguere tra fattori che
hanno influito sul trend di lungo periodo e fattori che hanno
influito nel breve. Nella prima tipologia rientra il surplus di
permessi. Se si sovrappone il grafico dell’andamento dei prezzi
dei permessi in fig. 3 con quello in fig. 1 che riporta l’andamento
del surplus cumulato si nota, infatti, una correlazione negativa
tra prezzi dei permessi e surplus, in cui i prezzi hanno
raggiunto i valori massimi in corrispondenza del quantitativo
minimo di surplus cumulato e viceversa. Nell’accrescimento
del surplus hanno contribuito diversi fattori alcuni imprevedibili
quali le crisi internazionali del 2009 e del 2012 che hanno
fatto precipitare consumi, produzione ed emissioni, ma anche
errori evitabili come la definizione di target emissivi poco
ambiziosi e un eccesso di strumenti di flessibilità. Sul banco
degli imputati giacciono anche le altre due direttive su cui si
fondava il Pacchetto Clima-Energia: quella sulle rinnovabili
e quella sull’efficienza energetica, che si sono sovrapposte
alla direttiva ETS, grazie ai molteplici e generosi strumenti di
incentivazione introdotti in molti Paesi membri, vanificando
l’intento di inglobare nel prezzo della CO2 i costi dello swicth
verso combustibili puliti.
Fig. 3 - Andamento dei prezzi spot EUA dall’inizio della fase due dell’ETS (€/ton)
35
30
Prezzi (€)
25
20
15
10
5
mag-14
gen-14
set-13
mag-13
set-12
gen-13
mag-12
gen-12
set-11
mag-11
set-10
gen-11
mag-10
gen-10
set-09
mag-09
gen-09
set-08
mag-08
gen-08
0
Fonte: Elaborazione RIE su dati borsa EEX
Tra gli elementi che, invece, hanno influenzato l’andamento
dei prezzi nel breve periodo rientrano i rumors provenienti dal
fronte politico europeo, legati principalmente alle indiscrezioni
sui possibili interventi della Commissione nell’ETS, ed
internazionale come lo sviluppo degli accordi mondiali sul
clima che permetterebbero all’Europa di inasprire i propri
target climatici e di collegare l’ETS ad altri analoghi sistemi nel
mondo.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
EU-ETS: andamento del meccanismo alla luce della
pubblicazione dei dati emissivi per il 2013
(continua)
Prospettive e dinamiche future dei prezzi
Rispetto ai massimi raggiunti durante i primi mesi dall’avvio
della seconda fase dell’ETS le quotazioni attuali sono inferiori di
circa l’80%, un valore totalmente inadeguato ad incentivare gli
investimenti di riduzione emissiva. La Commissione Europea,
che ha fatto dell’ETS il principale strumento economico per
il perseguimento degli obiettivi climatici sottoscritti con il
Pacchetto Clima Energia, si è adoperata in ogni modo per
arrestare la caduta dei prezzi e ridare fiducia al mercato del
carbonio, raggiungendo, tuttavia, scarsi risultati a seguito
delle forti resistenze dei Paesi dell’est Europa (con la Polonia
in prima fila), ma anche di alcune frange dell’Europarlamento
e della Commissione stessa (DG Industria e DG Energia).
Tra i principali interventi ricordiamo il bando all’impiego dei
crediti internazionali provenienti da progetti di dubbia integrità
ambientale e il backloading che prevede la ricalendarizzazione
del numero di permessi da mettere all’asta durante il periodo
2013-2020 con lo spostamento dalle aste dai primi agli ultimi
anni della fase 3 dell’ETS, quando parte del surplus emissivo
dovrebbe essersi riassorbito5. Oggi, pur con una Commissione
al termine del suo mandato, le condizioni sembrano poter
dare maggior spazio all’ottimismo specialmente riguardo a
due provvedimenti in corso di discussione. Il primo riguarda
la definizione dell’obiettivo emissivo al 2030 che dovrebbe
attestarsi su un 40% rispetto ai valori del 1990 e che
comporterebbe per l’ETS un target del 43% rispetto al 2005 e
con un aumento del fattore di riduzione annuo dall’attuale 1,74%
al 2,2%, mentre il secondo riguarda una riforma del sistema
ETS con l’introduzione di una market stability riserve. Se il
primo intervento ha come scopo di dare certezza agli investitori
sulle politiche europee e sui target di lungo periodo, il secondo
prevede la creazione di una sorta di banca centrale della CO2
con il compito di intervenire sul quantitativo di permessi immessi
sul mercato, riassorbendo l’eccesso di quote in circolazione6.
Tale riserva, che avrà regole ben definite e precise, non
lascerà margini di discrezionalità alla Commissione o agli Stati
membri, e dovrebbe permettere un aggiustamento dinamico
del mercato, regolando automaticamente il numero di quote
da mettere all'asta. Questo intervento una volta approvato
dovrebbe avere delle ripercussioni sui prezzi dei permessi
anche nel breve periodo. Proprio in queste settimane si è
assistito ad un deciso passo in avanti da parte di Germania,
Danimarca, Regno Unito e Svezia, oltre che della stessa DG
Clima della Commissione per l’implementazione di questo
meccanismo già a partire dal 2017, trattenendo nella riserva
le quote oggetto del backloading. A fare da sfondo è sempre lo
scenario internazionale e la necessità dell’Europa di mandare al
resto del mondo segnali forti sulle proprie ambizioni climatiche e
sulla leadership che potrà vantare durante la Conferenza ONU
sui cambiamenti climatici che si svolgerà a Parigi il prossimo
anno.
Per quanto riguarda l’impatto che queste misure potranno
avere sui prezzi dei permessi un gruppo di analisti convocato
da Thomson Reuters ad inizio luglio ha stimato che il prezzo
medio dell'EUA dovrebbe aggirarsi intorno a 7,05 € nella
seconda parte dell’anno, mentre il valore medio del 2015 si
attesterebbe a 8,80 €. Inoltre in uno scenario favorevole che
preveda una rapida implementazione delle riforme e sotto
la spinta di una robusta ripresa economica europea i prezzi
al 2020 dovrebbero più che raddoppiare i livelli attuali per
attestarsi in un intervallo compreso tra i 15 e i 20 €.
1 Direttiva 2009/29/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 che modifica la direttiva 2003/87/CE al fine di perfezionare ed estendere il sistema comunitario per
lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra.
2 I valori riportati in tabella rispecchiano le reali emissioni del registro ETS, quindi non sono corretti per le variazioni intercorse tra 2012 e 2013.
3 Riserva nuovi entranti composta da 300 milioni di permessi da distribuire all’asta durante la fase 3 dell’ETS.
4 Aste anticipate nell’ETS, per complessivi 120 milioni di permessi.
5 L’intervento prevede l’accantonamento di 400 milioni di permessi nel 2014, 300 milioni nel 2015 e 200 milioni nel 2016, con la futura reimmissione nel mercato prevista per il 2019
(300 milioni) e il 2020 (600 milioni).
6 La proposta prevede che la riserva opererà basandosi sulle rilevazioni dell’anno precedente in cui il 12% del numero totale di permessi in circolazione potrà essere accantonato a
riserva se questo ammontare supererà i 100 milioni. Ad esempio se nel 2019 il numero di permessi sul mercato ammonterà a 1,3 miliardi, il 12% del totale (156 milioni, che risultano
superori alla soglia dei 100 milioni) saranno messi a riserva nel 2021 sottraendoli dai volumi messi all’asta. Parimenti se il numero di permessi in circolazione risulterà inferiore a 400
milioni la riserva rilascerà 100 milioni di permessi. Inoltre se per più di sei mesi consecutivi il prezzo dei permessi sarà superiore di più di tre volte alla media del prezzo dei due anni
precedenti (anche se il numero dei permessi in circolazione è superiore ai 400 milioni) i permessi saranno rilasciati dalla riserva.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Novità normative di settore
A cura del GME
ENERGIA ELETTRICA
■ Documento per la consultazione 356/2014/R/
eel│“Adesione del mercato italiano al progetto di market
coupling europeo, inquadramento normativo e proposte
implementative”│pubblicato il 24 luglio 2014│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/dc/14/356-14.jsp
Con il documento per la consultazione de quo, l’AEEGSI
illustra agli operatori del settore elettrico il percorso sin ora
compiuto e presenta quello ancora da compiere relativamente
al processo di adesione del mercato elettrico italiano al progetto
di market coupling previsto a partire dalla fine del 2014.
Il DCO in oggetto è finalizzato non solo a ripercorrere le principali
tappe ad oggi compiute nel processo di integrazione del mercato
elettrico europeo ma anche a sottoporre alla consultazione
dei soggetti interessati alcune soluzioni implementative che
sarà necessario adottare per rendere possibile l’integrazione
anche del mercato italiano del giorno prima (MGP).
Segnatamente, il Regolatore nel ripercorrere il processo europeo
di integrazione dei singoli mercati nazionali si sofferma dapprima
sul disegno, coordinato a livello istituzionale, su cui è stato basato
il processo stesso, per poi evidenziare le principali tematiche da
affrontare in vista dell’avvio operativo dell’integrazione del MGP
italiano con i mercati confinanti, focalizzandosi in particolare
su quegli aspetti relativamente ai quali l’Autorità intende
conoscere un preliminare orientamento degli operatori di settore.
Infine, l’AEEGSI descrive quali saranno i successivi passi da
seguire e fornisce una panoramica di massima degli atti normativi,
che verranno adottati nei prossimi mesi, funzionali all’avvio del
marketcouplingsullafrontieranord(conesclusionedellaSvizzera).
I soggetti interessati sono invitati a far pervenire al Dipartimento
per la Regolazione dell’Autorità, per iscritto, le loro osservazioni
e le loro proposte entro il 15 settembre 2014, termine temporale
di chiusura del processo consultivo.
■ Documento di consultazione del GME S.p.A. │“DCO n.
4/2014 per l’integrazione del mercato elettrico ai mercati
UE”│ pubblicato il 25 luglio 2014│Download
http://goo.gl/op6H3I
In linea con quanto indicato nella precedente news, con il DCO
in oggetto, il GME sottopone alla valutazione degli operatori
le diverse proposte di modifica al disegno del mercato MGP
necessarie per realizzare l’integrazione, mediante market
coupling, del mercato MGP italiano con gli omologhi mercati
confinanti.
In tale contesto, infatti, l’implementazione del market coupling
su tutte le frontiere italiane comporta la necessità di armonizzare
o, quantomeno di rendere compatibili, alcuni aspetti peculiari
del mercato italiano al disegno degli altri mercati europei ed,
in particolare, l’aspetto riguardante le differenti tempistiche di
pagamento ivi adottate. A tal fine, nelle more che venga
individuata una modalità operativa che consenta l’adeguamento
della tempistica dei pagamenti del mercato italiano a quella
degli altri mercati europei, il GME con il DCO de quo - oltre a
rappresentare i principali aspetti tecnico-operativi che saranno
oggetto di armonizzazione in vista dell’integrazione - sottopone
alla consultazione dei soggetti interessati due soluzioni
transitorie, alternative tra loro, da implementare per l’anno 2015,
volte a consentire l’avvio dei predetti processi di integrazione,
pur mantenendo, sebbene in via transitoria, le tempistiche di
pagamento interne al mercato italiano secondo l’attuale regola
del M+2.
I soggetti interessati possono far pervenire, per iscritto, le
proprie osservazioni al GME (Struttura Legale e Regolazione),
entro e non oltre il 15 settembre 2014, termine di chiusura della
presente consultazione secondo una delle seguenti modalità:
e-mail: [email protected]
fax:
06.8012-4524
posta: Gestore dei mercati energetici S.p.A.
Largo Giuseppe Tartini, 3/4
00198 – Roma
I soggetti che intendono salvaguardare la riservatezza o la
segretezza, in tutto o in parte, della documentazione inviata
sono tenuti a indicare quali parti della propria documentazione
sono da considerare riservate.
■ Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 30
giugno 2014│ “Approvazione della disciplina del mercato
della capacità elettrica”│pubblicato sulla G.U. Serie Generale
n.158 del 10-7-2014 │Download http://goo.gl/38h1Vv
Facendo seguito al parere favorevole espresso dall’AEEGSI
con il provvedimento n.319/2014/I/EEL in data 30 giugno 2014,
con il D.M. in oggetto il Ministero dello Sviluppo Economico ha
approvato lo schema di disciplina del sistema di remunerazione
della capacità produttiva elettrica (c.d. modello di Capacity
Payment) proposto da Terna in data 20 settembre 2013. Detto
schema è volto a superare l’attuale meccanismo transitorio di
remunerazione della capacità produttiva ed a fornire al Gestore
di rete gli strumenti necessari a garantire, in maniera più
efficiente e al minimo costo per il sistema, l’adeguatezza della
capacità produttiva nel medio e nel lungo termine.
In linea generale, scopo della riforma è, da un lato, quello di
soddisfare - in sicurezza e con adeguati livelli di qualità - la
domanda attesa di energia elettrica con riferimento alle ore e
alle zone di maggiore scarsità nell’offerta, dall’altro, quello di
fornire adeguati servizi di flessibilità, nella misura strettamente
necessaria a garantire la sicurezza del sistema e la copertura
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
dei relativi fabbisogni senza aumento dei prezzi e delle tariffe
dell'energia elettrica per i clienti finali.
Segnatamente il MiSE, rispetto alla proposta originariamente
formulata da TERNA, subordina la relativa approvazione al
rispetto delle seguenti condizioni:
- la valutazione di adeguatezza della capacità produttiva
espressa dal Gestore di rete dovrà tener conto degli effetti
positivi derivanti dallo sviluppo delle reti e delle interconnessioni
con l’estero, in coerenza con l’obiettivo del Governo di completa
integrazione del mercato interno dell’energia;
- fin dalle prime sessioni d’asta per l’approvvigionamento della
capacità necessaria al sistema, dovrà essere assicurata la
possibilità di partecipazione attiva della domanda;
- il sistema dovrà promuovere l’adozione di assetti e tecnologie
efficienti e la partecipazione anche della generazione distribuita
a fonti rinnovabili, dotata dei requisiti funzionali a contribuire
alle esigenze di adeguatezza del sistema;
- l’individuazione del valore minimo e del valore massimo del
premio da riconoscere agli assegnatari della disponibilità a
produrre (ovvero, nel caso della domanda, alla riduzione dei
consumi) sarà finalizzata a far sì che la disciplina consenta
la riduzione dei costi del sistema e degli oneri a carico dei
consumatori, con verifica degli effetti prodotti.
Con riferimento all’assegnazione delle relative competenze,
all’Art.2 è previsto che il GME dovrà elaborare indicatori per il
monitoraggio degli effetti sulle dinamiche di mercato derivanti
dall’entrata in funzione della nuova disciplina del Capacity
Payment e che dovrà inoltre effettuare analisi periodiche
sull’incidenza della stessa disciplina sui mercati dell’energia e
dei servizi e sull’interazione con il sistema di market coupling,
in base a direttive operative disposte dallo stesso Ministro dello
Sviluppo Economico.
■ Parere del 17 luglio 2014
350/2014/I/eel│“Parere
dell’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema
idrico al Ministero dello Sviluppo Economico in materia di
modifiche al testo integrato della Disciplina del mercato
elettrico”│ pubblicata il 21 luglio 2014│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/14/350-14.htm
Con il documento in oggetto l’AEEG ha espresso al Ministero
dello Sviluppo Economico il proprio parere favorevole in ordine
alla proposta di modifica del Testo integrato della disciplina
del mercato elettrico operata dal GME secondo la procedura
di modifica urgente di cui all’art. 3, comma 3.5, del predetto
Testo Integrato e trasmessa dallo stesso al MiSE per la relativa
approvazione.
Le suddette modifiche, in vigore dalla data di pubblicazione
sul sito internet del GME (del 14 marzo 2014), sono state
predisposte dal GME al fine di salvaguardare il corretto
funzionamento del mercato elettrico e dei certificati verdi
nonché con lo scopo di uniformare le disposizioni previste in
materia di misure disciplinari applicabili agli operatori di tali
mercati. In dettaglio le proposte di modifica hanno riguardato:
- l’introduzione del concetto di presunta ipotesi di violazione
delle disposizioni di cui al Testo Integrato da parte dell’operatore
di mercato quale condizione sufficiente affinché il GME possa
formulare nei confronti dello stesso richieste di chiarimenti e
memorie;
- la sostituzione del termine “sanzione” con quello di “misura
disciplinare”;
- l’integrazione degli obblighi di comunicazione degli operatori
nei confronti del GME nella misura in cui gli stessi sono tenuti
ad informare il GME di qualsiasi variazione di fatti, stati e
qualità tali da comportare la perdita o modifica dei requisiti per
l’ammissione;
- l’estensione anche al mercato dei certificati verdi della
previsione della sospensione cautelare (già prevista per il
mercato elettrico) nei casi in cui le violazioni delle disposizioni
di cui alla disciplina da parte degli operatori
GAS
■ Documento per la consultazione 373/2014/R/GAS│“
Integrazioni alla disciplina del bilanciamento di merito
economico”│ pubblicato il 24 luglio 2014│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/dc/14/373-14.jsp
Con il documento di consultazione in oggetto, l’AEEGSI
intende sottoporre alla compagine degli stakeholder talune
proposte di intervento da attuarsi nell’ambito della sessione
locational della PB-GAS volte ad incrementare l’efficienza del
meccanismo di bilanciamento nel suo complesso, nelle more
che venga implementato, secondo un approccio graduale, un
sistema di bilanciamento pienamente rispondente ai principi
contenuti nel codice di rete europeo. In particolare le proposte
formulate dall’AEEG sono essenzialmente volte a perseguire i
seguenti obiettivi:
- una maggiore trasparenza dei criteri che determinano
l’intervento del responsabile del bilanciamento nell’ambito del
comparto G-1 della PB-GAS soprattutto in un’ottica, anche di
breve termine, in cui sia riconosciuta agli utenti del bilanciamento
la facoltà di effettuare la rinomina dei propri programmi;
- una maggiore corrispondenza tra i prezzi che si formano sul
mercato e la reale situazione di tensione del sistema in termini
di carenza/eccesso di gas;
- introduzione di un sistema d’incentivazione che induca SRG
e Stogit ad intraprendere azioni efficienti in termini di costo e di
risultato nell’ambito del mercato del bilanciamento;
- l’adozione di un sistema di monitoraggio che possa individuare
e prevenire possibili comportamenti speculativi da parte degli
operatori volti ad alterare i prezzi di mercato nell’ambito del
mercato del bilanciamento.
Segnatamente, con riferimento al primi due obiettivi sopra
richiamati, gli strumenti proposti dall’AEEG riguardano:
- la modifica dell’attuale sistema di gestione delle risorse
linepack e reintegro dello stoccaggio Stogit nell’ambito del
comparto G-1 della PB-GAS, prevedendo che, limitatamente
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
al periodo invernale, le risorse di gas in consegna nel
medesimo giorno (G+1) possano essere accorpate in un
unico merit order ai fini della risoluzione di ciascuna sessione
di mercato del comparto locational della PB-GAS (e quindi le
offerte riferite ad un medesimo giorno di consegna possano
essere conseguentemente valorizzate ad un unico prezzo
di remunerazione), a prescindere che la risorsa offerta sia
funzionale al reintegro dello stoccaggio o del linepack. Sul
piano prettamente operativo la proposta dell’AEEG prevede il
mantenimento dei limiti di utilizzo per ciascuna risorsa flessibile
così come comunicati da SRG al GME ai fini dell’esecuzione del
mercato nonché l’applicazione delle funzioni di costo alle offerte
presentate;
- la modifica della formula di determinazione del prezzo
di remunerazione, nel caso in cui l’offerta di SRG non sia
completamente o interamente soddisfatta nell’ambito del
comparto G-1 della PB-GAS;
- la modifica dei parametri M ed R di cui all’art. 7bis della
deliberazione ARG/gas 45/11 che riflettono le incertezze di
previsione connesse all’intervento di SRG nell’ambito della
sessione locational della PB-GAS.
Per quanto concerne l’istituzione del sistema di monitoraggio,
l’AEEGSI, nel rinviare ad una fase successiva la definizione
delle condotte abusive sul mercato nonché gli indici per la
rilevazione di tali condotte, formula alcune proposte in ordine ad
un possibile set informativo su cui basare l’attività di monitoraggio
e all’affidamento di tale attività al GME.
A completamento, con riferimento al sistema di incentivi da
riconoscere a SRG e Stogit per l’adozione di azioni di bilanciamento
efficienti, si evidenzia che l’AEEGSI ha ritenuto, in una prima
fase, possibile individuare gli indici di performance solo per SRG
indicando per Stogit solo l’obiettivo generale da perseguire nella
gestione dello stoccaggio e rinviando la determinazione degli
indici solo a valle dei necessari approfondimenti tecnici.
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Gli appuntamenti
1-2 settembre
International Conference on Energy-Aware High
Performance Computing
Dresda, Germania
Organizzatore: ENA
www. ena-hpc.org
15-16 settembre
1st Journal Conference on Clean Energy Technologies
(JCCET 2014 1st)
Parigi, Francia
Organizzatore: CBEES
www.jocet.org/jccet/1st/
17-18 settembre
BIEE 10th Academic Conference - Balancing Competing
Energy Policy Goals
Oxford, Regno Unito
Organizzatore: British Institute of Energy Economics
www.biee.org/conference-list/balancing-competing-energypolicy-goals/
23-25 settembre
Sustainable City 2014
Siena, Italia
Organizzatore:Wessex Institute of Technology, UK,
Università di Siena
www.wessex.ac.uk/city2014
8 ottobre
The Energy Customer
Londra, Regno Unito
Organizzatore: Marketforce
www. marketforce.eu.com
13-14 ottobre
5th Dii Desert Energy Conference
Roma, Italia
Organizzatore: EUMENA
www.dii-eumena.com
19-26 ottobre
VI EDIZIONE SETTIMANA PER L’ENERGIA
Bergamo, Italia
Organizzatore: Confindustria Bergamo
www.confindustriabergamo.it
22- 23 ottobre
Orizzontenergia media partner del billing & CRM forum
2014 empowerment del cliente nel settore energy &
idrico
Milano, Italia
Organizzatore: IIR – Istituto Internazionale di Ricerca
http://www.orizzontenergia.it/
23-24 settembre
16Th Renewable Energy Finace Forum
Dublin, Irlanda
Organizzatore: Euromoney
www.euromoneyenergy.com/
26-27 settembre
International Conference on Power and Energy Systems
Engineering (CPESE 2014)
Shanghai, Cina
Organizzatore: SAISE
http://www.cpese.net/
29-30 settembre – 1 ottobre
14th Italian energy summit
Milano, Italia
Organizzatore: Il Sole 24 Ore
www.energy2014.ilsole24ore.com
6-7 ottobre
Energy and Economic Competitiveness
Londra, Regno Unito
Organizzatore: Chatham House
www.atnd.it
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appuntamenti
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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
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Progetto a cura del GME, in collaborazione con
GMC — Giuseppe Marra Communications S.p.A. e Adnkronos Comunicazione S.p.A.
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R.I.E. S.r.l. - Ricerche Industriali ed Energetiche
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Scheda tecnica

Andrea Chiabrando, CMA Consorzio Monviso

Documento FIRE - Senato della Repubblica

0 - Axpo

NPS 60-24 Specifiche - Northern Power Systems

infopoint aperto presso la sede del coprodi - Co.pro.di