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.
67
GENNAIO '14
approfondimenti
Il crollo della domanda di energia: recessione e
cambiamento di mix produttivo, per ora poca efficienza
di Roberto Bianchini - REF-E
Il preconsuntivo 2013
La domanda di prodotti energetici segna oramai da qualche
anno variazioni negative, nel 2013 siamo al di sotto dei
consumi di elettricità e gas che erano stati prefigurati quasi due
anni fa nella SEN (Strategia Energetica Nazionale) per il 2020
come risultato però di politiche di efficienza energetica che
avrebbero dovuto rappresentare il motore della fase di recupero
dell’economia ed una delle spinte principali alla riduzione della
nostra dipendenza energetica. Il 2013 ha rappresentato in
effetti l’anno in cui in media l’intensità energetica si è ridotta
in misura considerevole per tutti i comparti produttivi: a fronte
di un decremento del Pil quantificabile a chiusura d’anno
nell’intorno del -1.8%, elettricità, gas e prodotti petroliferi hanno
segnato cadute molto più consistenti. La discesa pronunciata
dei consumi dei comparti energy intensive è tipica della fasi di
recessione e le fasi negative sono sempre state caratterizzate
da un alleggerimento di quei segmenti di attività produttiva
meno efficienti ed a minore competitività. Ma proprio la natura
straordinaria della crisi sia in termini di lunghezza che di
impatto sulla ricchezza complessiva, pone il quesito su quanto
la caduta di intensità energetica sia un fattore determinato dal
cambiamento nella struttura produttiva nel corso di questa
fase congiunturale o piuttosto anche il risultato di politiche
di efficienza attuate come risposta alla difficile situazione
economica.
La comparazione fra i dati di previsione elaborati ad inizio anno
e i risultati consuntivi può guidarci nel tentare di definire, almeno
in parte, quanto la caduta osservata nel fabbisogno energetico
sia conseguenza di relazioni consolidate fra andamento
economico e consumi energetici, o quanto sia anche il risultato
del cambiamento nei comportamenti di consumo.
Sottostima della crisi o cambio dei paradigmi di
consumo?
La caduta del Pil in media d’anno è stata solo di poco inferiore
a quella dell’anno precedente (-1.8% contro il -2.5% del 2012),
ma l’intensità della caduta è molto più consistente rispetto alle
previsioni di inizio anno. A fine 2012 il consenso dei previsori
era di un arretramento del prodotto interno lordo nell’ordine
dello 0.5%, assumendo che, dopo un pessimo 2012, il peggio
fosse alle spalle e sottovalutando l’onda lunga generata
dall’incertezza politica e l’impatto recessivo delle manovre di
finanza pubblica sul mercato del lavoro , sui consumi e sugli
investimenti. In corso d’anno la caduta che si è sommata al
trascinamento negativo di fine 2012 sul 2013 è stata di quasi
un punto percentuale.
Analoga sottovalutazione delle tendenze in corso ha riguardato
l’andamento della domanda di energia, sia da parte delle
società di gestione delle infrastrutture, sia dalle associazioni
di categoria che da parte dei maggiori istituti di ricerca (REF-E
compresa).
continua a pagina 33
in questo numero
■ REPORT/ 2013
■ APPROFONDIMENTI
Mercato elettrico Italia
pag 2
Mercato gas Italia
pag 10
Mercati energetici Europa
pag 14
Mercati per l'ambiente
pag 18
Scenari Il crollo della domanda di
energia: recessione e cambiamento di
mix produttivo, per ora poca efficienza.
di Roberto Bianchini - REF-E
pagina 33
■ NOVITA' NORMATIVE
pagina 36
■ APPUNTAMENTI
pagina 40
Gli esiti del mercato elettrico
A cura del GME
operatori di borsa a loro volta favorite dal massiccio ricorso
dei bilateralisti allo sbilanciamento a programma. Il prezzo di
acquisto dell’energia nella borsa elettrica (PUN), invertendo la
tendenza dei due anni precedenti, con una flessione del 16,6%,
si porta a 62,99 €/MWh, ai minimi dal 2006. I prezzi di vendita
evidenziano una sostanziale convergenza ad eccezione della
Sicilia che invece allarga lo spread con le altre zone. Nel Mercato
a Termine dell’energia elettrica, dove sono considerevolmente
aumentate le registrazioni di transazioni O.T.C., il prodotto di
gran lunga più scambiato, l’Annuale 2014 baseload, ha chiuso
il periodo di trading a 62,26 €/MWh.
■
Nel 2013, il protrarsi della crisi economica ha ancora
notevolmente inciso sia sull’offerta di energia elettrica, e più
specificamente sull’offerta nazionale, che per la prima volta
interrompe una pluriennale fase espansiva, sia sulla domanda,
con gli scambi nel Mercato del Giorno Prima ai minimi storici.
Le vendite da unità di produzione, con le importazioni stabili sui
livelli minimi del 2012, segnano una nuova sensibile flessione
(-3,5%) che interessa soprattutto gli impianti tradizionali (-15,3%),
mentre gli impianti a fonte rinnovabile continuano a crescere
a ritmi sostenuti (+23,7%). La liquidità del mercato elettrico
balza al 71,6%, massimo storico, trainata dalle vendite degli
MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP)
Il prezzo medio di acquisto dell’energia nella borsa elettrica
(PUN), con una flessione di 12,49 €/MWh rispetto all’anno
precedente, si è portato a 62,99 €/MWh (-16,6%), ai minimi
dal 2006 (Tabella 1, Grafico 1). L’analisi per gruppi di ore rivela
che nelle ore di picco il prezzo ha segnato un minimo storico
a quota 70,97 €/MWh, con un calo di 15,31 €/MWh (-17,7%)
sul 2012; nelle ore fuori picco, il ribasso è stato di 11,02 €/
MWh (-15,8%) con il prezzo sceso a 58,75 €/MWh. Il rapporto
prezzo picco/baseload aggiorna pertanto il minimo storico a
quota 1,13. Anche il prezzo orario massimo e minimo, pari
rispettivamente 151,88 €/MWh e 0 €/MWh, hanno segnato,
nel 2013, il livello più basso di sempre.
Tabella 1: MGP, dati di sintesi
2013
Fonte: GME
Prezzo medio di acquisto
€/MWh
Volumi medi orari
Borsa
Var vs 2012
2012
€/MWh
€/MWh
%
MWh
Liquidità
Sistema Italia
Var vs 2012
MWh
Var vs 2012
2013
2012
Baseload
62,99
75,48
-12,49
-16,6%
23.619
16,1%
33.008
-2,9%
71,6%
59,8%
Picco
70,97
86,28
-15,31
-17,7%
28.829
13,1%
40.276
-2,5%
71,6%
61,8%
Fuori picco
58,75
69,77
-11,02
-15,8%
20.856
18,4%
29.153
-3,3%
71,5%
58,4%
200
200
Prezzo unico nazionale. €/MWh
Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN)
€/MWh
95
120
Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx)
Baseload
110
80
100
75
90
75,31
87,80
6580
60
70
55
5060
45
50
40
3540
74,75
64,49
62,97
70,99
63,98
61,03
58,59
-15,37
43,18 -26,07
57,06
77,88
83,05
-11,34
63,72
76,77
64,12
72,23
66,71
53,41
53,00
82,71
57,34
90
80
70
76,77
72,53
-11,68
€/MWh
2012
85,64
82,20
72,72 86,9969,96
2013
Fuori Picco
104,90
79,85
70
Picco
114,38
89,04
108,73
90
85
Fonte: GME
60
50
86,28
75,48
69,77
65,86
64,09
66,99
40
30
70,97
20
10
62,99
0
58,75
-10
-20
-30
gen
2005
feb2006
mar2007
apr2008
mag2009
giu 2010
lug 2011 ago 2012 set 2013 ott
N E W SL E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 4 │ N U M E R O 6 7 │ P A G I N A 2
nov
dic
REPORT │ 2013
mercato elettrico italia
(continua)
I prezzi di vendita hanno registrato sensibili ribassi (superiori al
16%) in tutte le zone portandosi ai livelli minimi dal 2006. Unica
eccezione la Sicilia, il cui prezzo di vendita, pari a 92,00 €/MWh,
si è ridotto solo del 3,4% allargando lo spread con le altre zone
dove il prezzo è oscillato tra 57,22 €/MWh del Sud e 61,58 €/
MWh del Nord. Per contro, nel 2013 la Sardegna ha annullato lo
storico gap con le zone continentali attestandosi a 61,52 €/MWh
(Grafico 2).
Grafico 2: MGP, prezzi di vendita
Nord
€/MWh
125
125
115
Fonte: GME
Centro Nord
Nord
Centro Sud
Centro Nord
Centro Sud
Sicilia
Sardegna
Sud
Sud
Sicilia
Sardegna
2010
2011
2012
2013
2011
2012
2013
115
105
105
95
95 85
85 75
75 65
65 55
55
2005
2005
2006
2006
2007
2007
2008
2008
2009
2009
2010
Gli scambi di energia elettrica nel Mercato del Giorno Prima
sono diminuiti del 2,9% rispetto al 2012 portandosi a 289,2
milioni di MWh, livello più basso dall’avvio del mercato
regolato. L’energia scambiata nella borsa elettrica, pari
a 206,9 TWh, ha invece messo a segno un aumento del
16,1%, recuperando il terreno perso nei tre anni precedenti.
A trainare la crescita hanno contribuito, sul lato domanda gli
sbilanciamenti a programma dei venditori bilateralisti che
Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica
Variazione
Struttura
206.901.848
16,1%
71,6%
121.220.317
50.217.252
35.464.279
-
28,5%
41,9%
-1,4%
17,4%
7,8%
12,3%
-100,0%
0,0%
82.251.698
-31,3%
28,4%
10.994.422
71.257.276
-18,6%
3,8%
-32,9%
24,6%
MWh
Borsa
Operatori
GSE
Zone estere
Saldo programmi PCE
Contratti bilaterali
Zone estere
Zone nazionali
Saldo programmi PCE
Fonte: GME
hanno raggiunto 74,6 TWh (+173,5% e massimo storico),
sul lato offerta gli operatori non istituzionali (+28,5%). Gli
scambi over the counter registrati sulla PCE e nominati su
MGP, per contro, sono scesi ad 82,3 TWh (-31,3%), valore più
basso mai registrato. Pertanto la liquidità del mercato, con un
balzo di 11,7 punti percentuali sul 2012, ha segnato il record
assoluto a 71,6% (Tabelle 2-3, Grafico 3).
Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica
MWh
Borsa
Acquirente Unico
Altri operatori
Pompaggi
Zone estere
Saldo programmi PCE
Contratti bilaterali
Zone estere
Zone nazionali AU
Zone nazionali altri operatori
-
Saldo programmi PCE
VOLUMI VENDUTI
289.153.546
-2,9%
100,0%
VOLUMI NON VENDUTI
242.954.016
-5,1%
VOLUMI NON ACQUISTATI
OFFERTA TOTALE
532.107.562
-3,9%
DOMANDA TOTALE
VOLUMI ACQUISTATI
Variazione
Fonte: GME
Struttura
206.901.848
16,1%
27.043.078
101.357.582
127.804
3.723.500
74.649.884
-31,5%
71,6%
9,4%
-5,9%
35,1%
-84,9%
0,0%
33,5%
1,3%
173,5%
25,8%
82.251.698
-31,3%
28,4%
100.335
43.859.350
-78,4%
0,0%
13,3%
15,2%
112.941.897
4,8%
39,1%
289.153.546
-2,9%
100,0%
40.660.490
28,1%
329.814.036
0,1%
-74.649.884
N E W SL E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 4 │ N U M E R O 6 7 │ P A G I N A 3
REPORT │ 2013
mercato elettrico italia
(continua)
Grafico 3: MGP, volumi e liquidità
Fonte: GME
TWh
Borsa
350
120,2
133,3
100
104,3
69,0%
108,7
200
150
Liquidità (scala dx)
74,5%
71,6%
300
250
Fuori borsa
100,4
119,1
232,6
221,3
213,0
64,5%
178,7
62,6%
206,9
180,3
199,5
57,9%
50
69,5%
67,0%
62,8%
203,0
82,3
120,0
68,0%
67,1%
196,5
131,1
72,0%
59,6%
62,0%
59,5%
59,8%
0
57,0%
2005
2006
2007
2008
2009
Gli acquisti nazionali di energia elettrica, pari a 285,3
milioni di MWh, hanno registrato una flessione del 3,1%
rispetto al 2012, aggiornando per il terzo anno consecutivo
il minimo storico; a livello territoriale, la flessione è stata
più consistente in Sardegna e nelle zone centrali del
continente; in controtendenza il Sud (+3,0%). Gli acquisti
sulle zone estere (esportazioni), pari a 3,8 milioni di MWh,
sono aumentati del 17,6% rispetto al minimo storico dello
2012 (Tabella 4).
2010
2011
2012
2013
In flessione anche le vendite da unità di produzione
nazionali di energia elettrica che, al terzo calo consecutivo,
scendono al minimo assoluto di 242,7 milioni di MWh;
il calo, registrato in tutte le zone ad eccezione del Sud
(+0,6%), è stato più marcato al Centro Nord (-11,3%)
ed in Sardegna (-20,4%). Le vendite sulle zone estere
(importazioni), pari a 46,5 milioni di MWh (+0,1%), si
confermano sui livelli del 2012, i più bassi dall’avvio del
mercato (Tabella 4).
Tabella 4: MGP, volumi zonali
Fonte: GME
Offerte
Totale
Media Oraria
Nord
Centro Nord
Centro Sud
Sud
Sicilia
Sardegna
239.804.349
33.364.540
77.553.582
82.513.038
33.008.505
15.949.228
27.375
3.809
8.853
9.419
3.768
1.821
Totale nazionale
482.193.241
Estero
49.914.321
Sistema Italia
532.107.562
Vendite
Var
Totale
Media Oraria
-14,0%
118.169.122
18.434.577
30.262.403
47.530.868
18.136.530
10.161.346
13.490
2.104
3.455
5.426
2.070
1.160
55.045
-4,4%
242.694.846
5.698
+0,5%
46.458.700
60.743
-3,9%
289.153.546
-5,3%
-15,6%
+0,1%
-1,1%
+3,4%
Nel 2013 è proseguito il trend espansivo delle vendite da
impianti a fonte rinnovabile (+23,7%), trainate dagli impianti
eolici (+36,9%), ma anche dagli idroelettrici (+29,1%) e
solari (+15,0%). Pertanto la quota delle vendite da impianti
a fonte rinnovabile nel 2013 ha raggiunto il 37,7%, contro il
Acquisti
Var
Totale
Media Oraria
Var
-20,4%
156.536.860
28.518.061
44.346.044
25.702.111
19.331.589
10.895.046
17.870
3.255
5.062
2.934
2.207
1.244
27.705
-3,5%
285.329.711
32.572
-3,1%
5.304
+0,1%
3.823.835
437
+17,6%
33.008
-2,9%
289.153.546
33.008
-2,9%
-1,7%
-11,3%
-3,8%
+0,6%
-4,4%
-0,9%
-9,5%
-6,8%
+3,0%
-3,1%
-13,9%
29,4% del 2012.
Le vendite da impianti a fonte tradizionale si sono invece
ridotte del 15,3%, con la quota delle vendite da impianti
a gas che in un anno ha ceduto 7,1 punti percentuali
portandosi al 38,2% (Grafico 4 e 5).
N E W SL E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 4 │ N U M E R O 6 7 │ P A G I N A 4
REPORT │ 2013
mercato elettrico italia
(continua)
Tabella 5: MGP, vendite per fonte: media oraria
MWh
Fonti tradizionali
Nord
Fonte: GME
Centro Nord
Var
MWh
Var
Centro Sud
Var
MWh
MWh
Sud
Var
MWh
Sicilia
Var
Sardegna
Var
MWh
Sistema Italia
Var
MWh
7.688
-12,8%
761
-39,1%
2.252
-19,6%
3.753
-10,3%
1.552
-7,7%
881
-26,0%
16.888
- 15,3%
Gas
5.410
-17,2%
664
-43,6%
675
-35,9%
1.950
-13,5%
1.411
-6,9%
484
+1,1%
10.593
- 18,6%
Carbone
1.234
-7,9%
38
+24,1%
1.344
-12,6%
-
377
-44,2%
2.992
- 18,5%
Altre
1.045
+10,0%
60
+34,7%
233
+10,1%
1.803
-2,2%
142
-15,2%
21
-43,3%
3.303
+1,6%
5.493
+18,7%
1.343
+22,0%
1.137
+46,5%
1.673
+38,5%
516
+10,1%
275
+9,0%
10.436
+23,7%
3.970
+19,8%
378
+91,1%
453
+75,2%
280
+49,5%
42
+54,2%
49
+109,6%
5.173
+29,1%
-
608
+1,0%
1
-41,2%
-
-32,0%
13
+229,0%
300
828
+60,8%
301
1.513
+16,2%
343
+15,6%
383
+19,2%
565
+11,8%
308
+13,3%
0
-98,2%
66
+411,1%
13.490
-1,7%
2.104
-11,3%
3.455
-3,8%
Fonti rinnovabili
Idraulica
Geotermica
-
Eolica
9
Solare e altre
Pompaggio
Totale
-
-
Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia
Altre
tradizionali
11,9%
Carbone (11,3%)
10,8%
Pompaggio
1,4%
(1,2%)
-
+53,4%
-100,0%
5.426
Fonte: GME
+0,6%
-
-
-
609
+0,9%
-3,8%
1.607
+36,9%
-
+6,1%
156
173
+9,5%
70
+5,3%
3.047
+15,0%
2
-89,1%
4
-74,4%
380
+13,0%
2.070
-4,4%
1.160
-20,4%
27.705
- 3,5%
Grafico 5: MGP, quota rinnovabili
Fonte: GME
Geotermica
2,2%
(2,1%)
(12,8%)
Idraulica
18,7%
Gas
38,2%
(45,3%)
(14,0%)
Fonti
rinnovabili
37,7%
(29,4%)
Eolica
5,8%
(4,1%)
Solare e altre
11,0%
(9,2%)
Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente
MARKET COUPLING ITALIA – SLOVENIA
Nel 2013 il market coupling Italia-Slovenia ha allocato,
mediamente ogni ora, una capacità di 423 MWh, in linea con
il 2012. Il flusso di energia è stato prevalentemente in import
verso l’Italia (97,8% delle ore). Il delta prezzo tra la zona Nord
di IPEX e la borsa slovena BSP si è ridotto a 18,41 €/MWh
(21,03 €/MWh l’anno precedente). Il prezzo della zona Nord
è stato più alto di quello della borsa slovena nel 87,5% delle
ore (79,3% nel 2012). A fronte di una riduzione del 6,8% della
capacità disponibile in import (NTC), il market coupling ne
ha allocata il 93,4% (85,8% nel 2012); mentre solo l’1,1% è
stata allocata con asta esplicita e nominata (3,9% nel 2012).
Il restante 5,5% della capacità non è stata utilizzata (10,2%
nel 2012).
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
2013
61,58
43,18
18,41
65,51
443
430
97,8%
87,6%
153
101
2,0%
1,0%
2012
74,05
53,02
21,03
69,78
452
417
99,3%
79,3%
164
43
0,4%
0,3%
2011
70,18
57,20
12,98
14,21
155
134
96,4%
80,1%
483
83
3,3%
-
*Valori medi orari
N E W SL E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 4 │ N U M E R O 6 7 │ P A G I N A 5
REPORT │ 2013
mercato elettrico italia
(continua)
Grafico 6: Delta prezzi: frequenza ore
0%
10%
20%
30%
40%
50%
Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia
60%
70%
80%
87,5%
2013
90%
100%
TWh 0,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
2013
93,4%
1,1%
85,8%
3,9%
79,3%
0,3%
20,5%
2012
2011
80,1%
0,0%
19,9%
2011
Pz Nord< Pz BSP
1,00
1,0% 11,5%
2012
PZ Nord> Pz BSP
0,50
25,0%
MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI)
Nel 2013, sul Mercato Infragiornaliero (MI) i prezzi d’acquisto
hanno registrato sensibili ribassi (compresi tra il 14 ed il 18%),
attestandosi tutti ai minimi storici del loro, seppur breve,
periodo di attività (MI1 ed MI2 hanno sostituito il Mercato di
Aggiustamento dal novembre 2009; MI3 ed MI4 sono stati
avviati nel gennaio 2011). Il prezzo medio nelle quattro sessioni
è variato tra 61,08 €/MWh di MI2 e 71,11 €/MWh di MI4; va
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 nelle quattro sessioni di MI (Tabella 7 e Grafico 8).
Asta esplicita
10,2%
11,1%
non utilizzata
I volumi di energia scambiati nelle quattro sessioni del Mercato
Infragiornaliero, pari a 23,3 milioni di MWh, hanno segnato una
flessione rispetto al massimo storico di 25,1 milioni di MWh
del 2012. Su MI1 sono stati scambiati poco più della metà del
totale MI (erano quasi i due terzi nel 2012), ovvero 12,8 milioni
di MWh, con una flessione del 19,7%. In calo anche gli scambi
su MI2, pari a 6,1 milioni di MWh (-1,9%). In forte espansione
invece gli scambi su MI3 (2,0 milioni di MWh; +16,6%) e
soprattutto su MI4 (2,5 milioni di MWh; +104,3%), la cui quota
sul totale scambiato nelle quattro sessioni è salita al 10,6%
(4,8% del 2012) (Tabella 7 e Grafico 8).
Tabella 7: MI, prezzi medi e confronto con MPG
Fonte: GME
Prezzo medio d'acquisto
€/MWh
MGP
(1-24 h)
5,00
5,5%
63,9%
Market Coupling
PZ Nord = PZ BSP
4,50
Volumi medi orari
MWh
2013
2012
variazione
2013
2012
62,99
75,48
-16,6%
33.008
34.001
-2,9%
-14,4%
1.461
1.821
-19,7%
-15,0%
693
707
-1,9%
-17,9%
457
392
+16,6%
-16,7%
846
414
+104,3%
MI1
(1-24 h)
62,15
72,60
(-1,3%)
(-3,8%)
MI2
(1-24 h)
61,08
71,90
(-3,0%)
(-4,7%)
MI3
(13-24 h)
64,97
79,16
(-5,0%)
(-4,5%)
MI4
(17-24 h)
71,11
85,38
(-5,7%)
(-5,4%)
variazione
NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore).
Grafico 8: MA/MI, prezzi e volumi scambiati
€/MWh
88
MA
MI1
MI2
MI3
84,95
78
75,57
69,36
62,41
56,78
2005
2006
2007
2008
71,90
68,76
66,44 62,22
63
53
72,60
69,03
68
71,11
64,97
62,15
62,06
61,08
55,25
2009
2010
MI2
MI3
2011
2012
MI4
1,2
1,7
0,8
1,2
21
18
74,64
73
MI1
24
79,16
77,76
MA
TWh
27
MI4
85,38
83
58
Fonte: GME
2013
6,2
5,4
1,0
1,7
9
6
12,7
10,5
9,9
2005
2006
11,7
2,0
6,1
15
12
2,5
5,1
14,5
9,3
9,5
2009
2010
16,0
12,8
3
0
2007
2008
2011
N E W SL N
EE
TW
T ESL
R EDTETLE R
G MDEE L│ GF M
E BB
E │R2A0 I1O4 │2 0N1U0M│E R
NO
U M6 E
7R
│ OP A2 G
5 I│
N AP A6 G I N A 6
2012
2013
REPORT │ 2013
mercato elettrico italia
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO ex-ante (MSD ex-ante)
Nel 2013, sul Mercato dei Servizi di dispacciamento ex-ante
a salire gli acquisti di Terna, in aumento per il secondo anno
consecutivo dal minimo storico del 2011, si sono portati a
9,0 milioni di MWh (+46,2%). In aumento anche le vendite
di Terna nel mercato a scendere pari a 5,1 milioni di MWh
(+36,0%) (Grafico 9).
Grafico 9: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere
Vendite di Terna
TWh
16
14
Fonte: GME
13,1
12,2
11,6
12
12,0
14,8
14,6
14,6
14,3
Acquisti di Terna
11,3 11,6
12,5
9,0
10
8
7,0
6,2
6
4,9
4,7
4
5,1
3,7
2
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
MERCATO A TERMINE DELL’ENERGIA (MTE)
Sul Mercato a Termine dell’energia (MTE), nel 2013, si sono
registrate 342 negoziazioni, circa un terzo rispetto al 2012,
in cui si sono scambiati 2.171 contratti (-75,6%), pari a 8,0
milioni di MWh (-73,7%). Sulla piattaforma sono stati registrati
anche 116 transazioni O.T.C. (-17,7%), tutte relative a prodotti
baseload in prevalenza annuali, in cui si sono scambiati
3.925 contratti (+2,9%), pari a 33,1 milioni di MWh (+34,5%).
Le posizioni aperte a fine anno ammontavano a 26.615 MW
2011
2012
2013
(-7,2%), per un totale di 35,7 milioni di MWh (-13,8%) (Tabella
8 e Grafico 10).
Il prodotto su cui si è concentrato il maggior numero di
negoziazioni, quasi tre quarti del totale, è stato l’Annuale
2014 che ha chiuso il periodo di trading con un prezzo pari
rispettivamente a 62,26 €/MWh per il baseload e 68,32 €/
MWh per il peakload.
Tabella 8: MTE, prodotti negoziati nel 2013
Fonte: GME
PRODOTTI BASELOAD
MERCATO
Negoziazioni
N.
Mensili
Trimestrali
Annuali
Totale
Var. ass.
2013BL-M
2012BL-M
33
-252
2013BL-Q
2012BL-Q
32
-324
2013BL-Y
2012BL-Y
71
136
OTC
Contratti
N.
Volumi
Var. ass.
MWh
-2.824
-176
162
156
361
-1.942
114.233
341.313
3.162.360
-752
679
-7.574
3.617.906
-2.808
Transazioni
Var. ass.
Var. %
N.
-94,8%
-84,3%
10
106
-87,5%
116
-94,8%
N.
+22
-6
3.925
-27
Volumi
Var. ass.
160
3.765
-1
TOTALE
Contratti
MWh
Volumi
Var. %
-100,0%
+1.220
119.040
32.981.400
+545
33.100.440
-355
-320
MWh
Var. %
-91,0%
47,9%
233.273
341.313
36.143.760
41,6%
36.718.346
-29,8%
-68,4%
-95,3%
-14,9%
PRODOTTI PEAK LOAD
MERCATO
Negoziazioni
N.
Mensili
Trimestrali
Annuali
Totale
TOTALE
Var. ass.
2013PL-M
2012PL-M
5
-8
2013PL-Q
2012PL-Q
19
+16
2013PL-Y
2012PL-Y
182
206
342
OTC
Contratti
N.
+129
25
95
1.372
+137
1.492
-615
2.171
Volumi
Var. ass.
MWh
Transazioni
Var. %
536,5%
+923
6.180
75.240
4.297.104
+863
4.378.524
-6.711
7.996.430
-140
+80
N.
Var. ass.
205,6%
-
199,3%
-
-73,7%
116
-25
-86,2%
N.
-16
-19
-
-1
Volumi
Var. ass.
-
-2
TOTALE
Contratti
3.925
MWh
Volumi
Var. %
-100,0%
-385
-
-435
-
+110
33.100.440
-40
-10
MWh
Var. %
281,2%
-100,0%
6.180
75.240
4.297.104
-100,0%
4.378.524
63,0%
34,5%
41.096.870
-25,2%
-100,0%
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
6 7E R│ OP A
2 5G I│N A
P A7G I N A 7
-88,7%
64,5%
REPORT │ 2013
mercato elettrico italia
REPORT │ 2013
mercato elettrico italia
Grafico 10: MTE, evoluzione dei volumi scambiati
TWh
TWh
48,0
48,0
TWh
48,0
48,0 48,0
48,0
40,0
40,0
40,0
40,0 40,0
40,0
32,0
32,0
32,0
32,0 32,0
32,0
24,0
24,0
24,0 24,0
24,0
24,0
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0 16,0
8,08,0
8,0 8,0
8,0 - 8,0
-- 4,9 - 4,9
4,9 4,9
4,9
0,00,0
0,0 0,0
0,04,9
0,0
2010
2010
2010
2010
2010
2010
Fonte: GME
TWh
TWh
TWh
TWh
Mensili
Mensili
Trimestrali
Trimestrali
3,0
3,0
TWh
TWh
TWh
TWh
Mensili
8,0
8,0
Trimestrali
Trimestrali
Annuali
Annuali
3,0
48,0
48,0
3,0
3,0
3,0
8,0
8,0
8,0 8,0
8,0
7,07,0
0,70,7
2,52,5
0,40,4
7,040,0
7,0
7,0
7,0
7,0
0,7
0,70,70,7
0,7
40,0
2,5 2,5
2,5
2,5
0,4 0,4
0,4
6,06,0
23,5
23,5
2,02,0
6,0 6,0
6,0
6,0
6,0
23,523,5
23,5
23,5
23,5
23,5
- 5,0
5,0
2,0 2,0
2,0
2,0
32,0
32,0
1,51,5
- - -5,0 5,0
5,0
5,0
5,0
1,51,5
33,0
33,0 4,04,0
1,5
1,5 1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
33,0
33,0
24,0
33,033,0
33,0 1,5 1,5
33,0
4,0
4,0
4,0
4,024,0
4,0
6,56,5
2,22,2
3,03,0
1,01,0
0,20,2 2,2 2,2
6,56,56,5
6,5
6,5
2,2
3,0
3,0
3,0
3,016,0
3,0
4,74,7
1,0 1,0
1,0
1,0
0,2
0,2
0,2
26,0
26,0
0,2
16,0
2,02,0
4,74,74,7
4,7
21,6
4,7
26,0 21,6
26,0 26,0
26,0
26,0
- 2,0
2,0
0,50,5 2,0 2,0
2,0
21,6
21,6
21,621,6
21,6
21,6
0,90,9
-- 0,5
0,5
0,5
1,01,0
0,5
0,9
0,9
0,9
8,0 - - - 8,0
0,10,1
0,9
0,4
0,4
7,57,5 1,0 1,0
1,0
0,90,9
1,0
1,0 0,4 0,4
0,1 0,1
0,4
7,5
7,5
7,5
0,1
0,1
0,4
0,4
0,1
0,4
7,5
0,00,0
- 7,5
- 7,5
0,9
0,00,0 0,9
4,9
0,90,9
0,94,9
0,1 0,1
0,1
0,40,4
0,4
0,4 0,0 0,0
0,0
0,0
0,1
0,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2010
2010
2011
2011
2012
2012
2013
2013
2011
2011
2012
2012
2013
2013 0,0
2010
2010
2011
2011
2012
2012
2013
2013
2010
2010
2010 20112011
2011
2011 20122012
2012
2012 20132013
2013
20112011
2011 2012
2012 2013
2013
2010
2010
2010 2011
2011
2011 2012
2012
2012
2013
2013
2010
2013
2011
20122012
20132013
2010
2011
2012 2013
2013
2010
2011
2012
2013
2010
2011
2012
2013
2010
2011
2012
2013
Annuali
Annuali
Annuali
Mercato
Mercato
Mercato
Mercato
Mercato
Mercato
OTC
OTC
OTC
OTC
OTC
OTC
Mercato
TWh
TWh
3,0
8,0
Mensi
Trimes
7,0
2,5
6,0
2,0
5,0
-
1,5
4,0
3,0
1,0
2,0
0,5
1,0
0,0
0,0
-
0,4
0,9
2010
2010
OTC
Grafico 11: MTE, evoluzione delle posizioni aperte
Posizioni aperte. TWh
70
Trimestrali
Annuali
60
50
40
30
20
10
0
02/01
30/01
27/02
27/03
26/04
27/05
24/06
22/07
20/08
17/09
15/10
12/11
10/12
PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE)
Nella Piattaforma conti energia a termine (PCE) le transazioni
registrate con consegna/ritiro nell’anno 2013, con un aumento
del 7,4% rispetto all’anno precedente, hanno raggiunto 370,6
milioni di MWh, aggiornando il record storico per il sesto anno
consecutivo.
Nel dettaglio, le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari
a 324,7 milioni di MWh, sono cresciute del 4,9%. I contratti
non-standard, anche nel 2013, sono stati i più utilizzati dagli
operatori (57,6% del totale), ed hanno evidenziato un maggiore
dinamismo (+7,6%). Tra i contratti standard, pressoché stabili
(+0,1%), in aumento solo i baseload (+5,5%).
Le transazioni registrate sulla PCE derivanti da negoziazioni
concluse su Mercato elettrico a termine (MTE) sono aumentate
del 29,0% rispetto al 2012, attestandosi a 45,9 milioni di MWh,
nuovo massimo storico, pari al 12,4% del totale registrato (10,3%
nel 2012).
Come nei due anni precedenti, anche nel 2013 non è stata
registrata alcuna transazione derivante dalla piattaforma
Consegna Derivati Energia (CDE) (Tabella 9).
Il complesso delle transazioni registrate ha determinato una
posizione netta dei conti energia di 197,1 milioni di MWh, livello
mai raggiunto in passato (+2,0% sul 2012).
Il turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione
netta, in costante crescita dall’avvio della PCE nel 2007, ha
aggiornato ancora una volta il massimo storico a quota 1,88
(Grafico 12).
Ancora in flessione, invece, i programmi registrati nei conti in
immissione, pari a 82,3 milioni di MWh (-31,3%), mentre tornano
a crescere quelli registrati nei conti in prelievo che raggiungono il
massimo storico a quota 156,9 milioni di MWh (+6,8%) (Tabella
9).
Le contrapposte dinamiche tra le due tipologie di conto energia,
vanno ascritte dal vieppiù crescente ricorso degli operatori
bilateralisti titolari di conti in immissione allo strumento dello
sbilanciamento a programma che nel 2013 ha segnato l’ennesimo
record a quota 114,8 milioni di MWh, con un aumento del 56,2%
rispetto al 2012 (Grafico 13).
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
6 7E R│ OP A
2 5G I│N A
P A8G I N A 8
0,9
2011
2011
Mercato
Fonte: GME
Mensili
0,2
4,7
Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro nel 2013 e programmi
PROGRAMMI
Immissione
TRANSAZIONI REGISTRATE
Profilo
MWh
Baseload
Off Peak
Peak
Week-end
Totale Standard
Totale Non standard
PCE bilaterali
Variazione
Struttura
5,5%
-22,9%
-25,3%
-68,1%
0,1%
7,6%
25,9%
2,0%
2,1%
0,0%
30,0%
57,6%
324.726.863
4,9%
87,6%
45.910.430
-
29,0%
12,4%
-
0,0%
100,0%
95.971.042
7.362.669
7.892.437
10.610
111.236.757
213.490.106
MTE
CDE
Totale
370.637.293
7,4%
Posizione netta
197.050.603
2,0%
MWh
127.357.464
Richiesti
Transazioni
registrate
Transazioni
registrate
Posizione
netta
Posizione
netta
Registrati
180180
120120
Rifiutati
di cui con indicazione di prezzo
Sbilanciamento a programma
296,1
296,1
60 60
0
0
1,79
1,79
-1,4%
26,0%
100,0%
46,6%
-31,3%
-62,0%
64,6%
11,3%
MWh
Variazione Struttura
6,7%
100,0%
156.902.080
-
-100,0%
0,0%
156.901.582
6,8%
-100,0%
100,0%
0,0%
-98,2%
0,0%
-
0,0%
-
376,8%
35,4%
499
45.035.615
383,4%
35,4%
-
114.798.904
56,2%
40.149.021
-13,1%
-100,0%
74.649.884
61,6%
1,311,31
1,241,24
Sbilanciamento
Sbilanciamentoin
inprelievo
prelievo
114,8
114,8
1,87 100
1,87
100
1,75
1,75
1,63
1,63
1,58
1,58
197,1
1,54
193,7197,1
1,54
187,0 193,7
187,0
173,0
173,0
153,8
152,4
153,8
152,4
132,1
122,8132,1
122,8
Sbilanciamento
Sbilanciamentoininimmissione
immissione
110
110
1,88
1,88
1,51
1,51
1,39
1,39
1,27
1,27
20052006
20062007
20072008
20082009
20092010
20102011
20112012
20122013
2013
2005
Fonte: GME
Prelievo
Struttura
45.105.766
-
TWh
TWh
120
1,99
1,99 120
236,2
236,2
1,181,18
Variazione
Grafico 13: PCE, sbilanciamenti
Turnover
(scada
dx)dx)
Turnover
(scada
345,9
345,9
96,796,782,2
82,2
14.376.155
Saldo programmi
360360
240240
82.251.698
di cui con indicazione di prezzo
370,6
370,6
300300
59.411.770
di cui con indicazione di prezzo
Grafico 12: PCE, transazioni registrate e programmi
TWhTWh
420420
Fonte: GME
1,15
1,15
9090
8080
73,7
73,7
7070
6060
55,4
55,4
46,3
46,3
5050
4040
3030
2020
1010
00
18,4
18,4
12,0 10,5
12,0
10,5
3,6
3,6
34,5
30,6 34,5
30,6
26,4
26,4
24,3
24,3
37,8
37,8
40,1
2005 2006
2006 2007
2007 2008
2008 2009
2009 2010
2010 2011
2011 2012
2012 2013
2013
2005
Fonte: GME
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G MDEE L│ GF M
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NO
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5 I│
N AP A9 G I N A 9
REPORT │ 2013
mercato elettrico italia
Gli andamenti del mercato italiano del gas
A cura del GME
■
Nel 2013 la domanda di gas naturale registra una nuova
decisa flessione (-6,3%), dopo quelle altrettanto consistenti del
2012 (-4,2%) e del 2011 (-6,4%), scendendo a livelli inferiori
di circa 15 miliardi di mc rispetto agli anni precedenti la crisi
economica del 2009. Il settore termoelettrico, penalizzato
dalla debole domanda elettrica e dal progressivo sviluppo
delle fonti rinnovabili, subisce ancora la contrazione più brusca
dei consumi di gas (-15,6%). Sul lato offerta, calano sia la
produzione nazionale (-9,5%) che le importazioni (-8,8%). In
diminuzione anche il gas naturale negli stoccaggi (-7,5% la
giacenza a fine anno).
Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME, sono stati
complessivamente scambiati 41,5 milioni di MWh (38,0
milioni di MWh nel 2012), di cui 40,8 milioni di MWh sulla
Piattaforma di Bilanciamento, al suo secondo anno di attività.
I prezzi hanno evidenziato una generale tendenza al ribasso,
in linea con il prezzo registrato sul PSV.
IL CONTESTO
Nel 2013, i consumi di gas naturale in Italia, al terzo ribasso
consecutivo (-6,3% rispetto al 2012), sono scesi a 69.460 milioni
di mc (735,1 TWh) ai minimi da oltre 10 anni. I consumi del
settore termoelettrico pari a 20.544 milioni di mc, hanno ancora
patito una pesante riduzione (-15,6%). Più modesta la flessione
dei consumi del settore industriale, pari a 13.154 milioni di mc
(-1,4%), pressoché stabili quelli del civile, pari a 33.815 milioni di
mc (+0,1%). In calo anche le esportazioni, pari a 1.947 milioni di
mc (-27,3%). Le iniezioni nei sistemi di stoccaggio, pari a 9.811
milioni di mc, sono aumentate del 5,5%, ai massimi dal 2007.
Dal lato offerta la produzione nazionale, dopo il rimbalzo del
2012, ha ripreso il trend decrescente, attestandosi, con 7.469
milioni di mc (-9,5%), ai minimi storici. In calo per il terzo anno
di fila anche le importazioni di gas naturale che scendono a
61.509 milioni di mc (-8,8%). Il calo degli acquisti di gas
dall’estero ha interessato tutti i punti in entrata, ad eccezione
di Tarvisio (+27,1%). Le erogazioni dai sistemi di stoccaggio
sono aumentate del 31,9% portandosi a 10.293 milioni di mc,
livello massimo degli ultimi anni; pertanto la giacenza di gas
stoccato dell’ultimo giorno dell’anno, pari a 8.269 milioni di mc,
è diminuita del 7,5% rispetto allo stesso giorno del 2012.
La quotazione annuale del gas naturale al PSV, in flessione di
0,75 €/MWh (-2,6%) rispetto al 2012, è scesa a 27,98 €/MWh.
Figura 1: Bilancio gas trasportato
Fonte: dati SRG
Ml di mc
Importazioni
TWh
var. tend.
61.509
651,0
-8,8%
12.467
30.231
7.490
5.705
5
56
5.347
207
131,9
319,9
79,3
60,4
0,1
0,6
56,6
2,2
-40,0%
+27,1%
-16,7%
-11,6%
-96,5%
-95,0%
-13,0%
-
7.469
79,0
-9,5%
10.293
108,9
+31,9%
79.271
839,0
-5,0%
67.513
13.154
20.544
33.815
714,5
139,2
217,4
357,9
-5,6%
-1,4%
-15,6%
+0,1%
1.947
20,6
-27,3%
69.460
735,1
-6,3%
9.811
104
+5,5%
79.271
839,0
-5,0%
TOTALE IMMESSO
Import per punti di entrata
Mazara
Tarvisio
Passo Gries
Gela
Gorizia
Panigaglia (GNL)
Cavarzere (GNL)
Livorno (GNL)
Produzione Nazionale
Erogazioni da stoccaggi
TOTALE IMMESSO
Riconsegne rete Snam Rete Gas
Industriale
Termoelettrico
Reti di distribuzione
Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema*
TOTALE CONSUMATO
Iniezioni negli stoccaggi
TOTALE PRELEVATO
Importazioni
77,6%
Erogazioni da
stoccaggi
13,0%
Produzione
Nazionale
9,4%
PRELEVATO
TOTALETOTALE
PRELEVATO
Esportazioni, reti
Esportazioni, reti
di terzi e
di terzi e
consumi di
consumi di
sistema*
sistema*
2,5%
2,5%
Iniezioni negli
Iniezioni negli
stoccaggi
stoccaggi 12,4%
12,4%
Riconsegne
rete Snam
85,2%
85,2%
* comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato
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Reti di
Reti di
distribuzione
distribuzione
42,7%
42,7%
Termoelettrico
Termoelettrico
25,9%
25,9%
Industriale
Industriale16,6%
16,6%
REPORT │ 2013
mercato gas italia
(continua)
Figura 2: evoluzione del gas trasportato
Ml diMl
mcdi mc
Fonte: dati SRG
Ml diMl
mcdi mc
Immissioni
Immissioni
100.000
100.000
90.000
90.000
100.000
100.000
90.000
90.000
80.000
80.000
70.000
70.000
80.000
80.000
70.000
70.000
60.000
60.000
50.000
50.000
60.000
60.000
50.000
50.000
40.000
40.000
30.000
30.000
40.000
40.000
30.000
30.000
20.000
20.000
10.000
10.000
20.000
20.000
0
0
20062006 20072007 20082008 20092009 20102010 20112011 20122012 20132013
Importazioni
Importazioni
Produzione
Nazionale
Produzione
Nazionale
Prelievi
Prelievi
10.000
10.000
0 0
Erogazioni
da stoccaggi
Erogazioni
da stoccaggi
20062006
20072007
20082008
20092009
20102010
20112011
20122012
20132013
Riconsegne
Esportazioni,
di terzi
e consumi
sistema Iniezioni
Iniezioni
stoccaggi
Riconsegne
rete rete Esportazioni,
reti direti
terzi
e consumi
sistema
neglinegli
stoccaggi
I MERCATI GESTITI DAL GME
La Piattaforma di Bilanciamento Comparto G+1 si conferma,
anche nel 2013, il più liquido tra i mercati regolati del gas gestiti
dal GME. I volumi scambiati nei diversi mercati (a pronti ed
a termine) hanno raggiunto 41,5 milioni di MWh (38,0 milioni
di MWh nel 2012). Se si fa riferimento alle consegne di gas
naturale nel 2013, i volumi ammontano a 42,7 milioni di MWh
(37,8 nel 2012), pari al 5,8% della domanda complessiva (4,8%
nel 2012).
Figura 3: Mercati del gas naturale, prezzi e volumi con consegna nel 2013
Media
Prezzi. €/MWh
Min
Fonte: dati GME
Max
Volumi. MWh
Totale
MGAS
MP-GAS
26,80
27,52
-
(28,70)
(29,07)
-
25,70
26,40
-
27,45
30,00
-
13.300
3.820
-
(135.900)
(36.120)
Comparto G-1
Comparto G+1
47,04
27,86
(28,52)
29,92
24,16
82,80
32,76
48.344
40.832.824
(34.925.457)
P-GAS
Royalties
Import
Ex d.lgs 130/10
28,02
-
(30,78)
27,23
-
29,16
-
1.800.900
-
(2.707.932)
MGP
MI
MT-GAS
-
PB-GAS
-
Tra parentesi i valori dell'anno precedente
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REPORT │ 2013
mercato gas italia
(continua)
Figura 4: Mercati del gas naturale: prezzi*
€/MWh
MGP
MI
Fonte: dati GME, Thomson-Reuters
PBGAS G-1
PBGAS G+1
Royalties
PSV
QE/Pfor**
50
45
40
35
30
25
20
2011
2012
2013
* 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
Figura 5: Mercati del gas naturale: volumi
Fonte: dati GME
Struttura
Valori assoluti. MWh
45.000.000
40.000.000
35.000.000
30.000.000
25.000.000
20.000.000
15.000.000
10.000.000
5.000.000
MGP
2011
2012
2013
148.028
135.900
13.300
MGP asta
1.350
MI
12.616
36.120
PBGas G-1
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2011
2012
2013
MGP
3,1%
0,4%
0,0%
MGP asta
0,0%
0,3%
0,1%
0,0%
36,1%
92,4%
95,6%
3.820
MI
48.344
PBGas G-1
PBGas G+1
1.711.574
34.925.457
40.832.824
PBGas G+1
Royalties
2.869.528
2.707.932
1.800.900
Royalties
4.743.096
37.805.409
42.699.188
0,1%
60,5%
7,2%
100,0%
100,0%
4,2%
100,0%
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REPORT │ 2013
mercato gas italia
(continua)
Nel Mercato del Giorno Prima (MGP-GAS) fase
negoziazione continua, nelle sole 4 sessioni su 364 in cui
c’è stato almeno un abbinamento, sono stati scambiati
13,3 mila MWh (135,9 mila MWh nel 2012) ad un prezzo
medio di 26,80 €/MWh (-6,6% rispetto al 2012).
Nel Mercato Infragiornaliero (MI-GAS), nelle 4 sessioni
su 364 in cui c’è stato almeno un abbinamento, sono stati
scambiati 3,8 mila MWh (erano 36,1 mila MWh) ad un
prezzo medio di 27,52 €/MWh (-5,3%).
Nessuno scambio è stato invece registrato sia sul
Mercato del Giorno Prima (MGP-GAS) fase ad asta, che
ha terminato la sua attività il primo settembre, che sul
Mercato a Termine del Gas (MT-GAS) avviato il giorno
successivo.
Sulla Piattaforma Gas (P-GAS), articolata nei tre comparti
Import, ‘Ex d.lgs 130/10’ e Royalties – sui quali produttori
e importatori adempiono ai rispettivi obblighi di cessione
di quote di gas offrendo prodotti mensili e annuali – nel
2013 sono stati scambiati 620 mila MWh (poco meno di
2,9 milioni di MWh nel 2012), tutti nel comparto Royalties,
ad un prezzo medio ponderato di 27,25 €/MWh (-6,3%).
In termini di volumi consegnati nel 2013, si osserva una
riduzione da 2,7 a 1,8 milioni di MWh, con un prezzo
medio di 28,02 €/MWh (-9,0%).
Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento
(PB-Gas), nel suo secondo anno di attività, sono stati
scambiati 40,8 milioni di MWh (ovvero il 98,3% di quanto
negoziato complessivamente sui mercati gestiti dal GME),
in aumento del 17,2% rispetto al 2012, ad un prezzo
medio di 27,86 €/MWh in flessione del 2,3%.
Nei 201 giorni, sui 365, in cui il sistema è risultato lungo
[Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>0],
sono stati scambiati 20,3 milioni di MWh, in crescita
del 5,9%, di cui l’82,7%, venduti dal Responsabile del
Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 27,52 €/
MWh (-2,2%). Nei restanti 164 giorni con il sistema
corto (SCS<0), sono stati scambiati 20,6 milioni di MWh
(+30,9%), di cui l’88,1% acquistati da RdB, ad un prezzo
medio di 28,28 €/MWh (-3,4%).
Complessivamente l’85,4% dei volumi scambiati (34,9
milioni di MWh) è stato determinato dall’azione di RdB
ed il restante 14,6% (5,9 milioni MWh) da scambi tra
operatori.
Riguardo il Comparto G-1, avviato il 14 novembre,
nelle cinque sessioni con scambi, il Responsabile del
Bilanciamento ha acquistato 48,3 mila MWh ad un prezzo
medio di 47,04 €/MWh.
Figura 6: Piattaforma di Bilanciamento comparto G + 1, prezzi e volumi
Fonte: dati GME
Sbilanciamento complessivo
del sistema (SCS)
positivo
negativo
Totale
n.giorni 201/365
Prezzo. €/MWh
Acquisti. MWh
27,86
(-2,3%)
27,52
40.832.824
(+17,2%)
RdB
18.118.376
(+70,7%)
Operatori
22.714.448
(-6,2%)
20.265.864
Vendite. MWh
40.832.824
(+17,2%)
20.265.864
n.giorni 164/365
(-2,2%)
20.265.864
20.566.959
(+30,9%)
(+26,6%)
(+5,9%)
2.448.583
(+74,1%)
(+5,9%)
20.566.960
(+30,9%)
20.566.960
(+30,9%)
16.766.977
(-25,2%)
16.766.977
(-9,4%)
Operatori
24.065.847
(+93,8%)
3.498.887
(+457,1%)
Operatori attivi. N°
68
Partecipazione al mercato
lato acquisto
(+1)
64
(-3,4%)
18.118.376
(+5,9%)
RdB
Totale
28,28
lato vendita
(-1)
60
(+2)
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REPORT │ 2013
mercato gas italia
Tendenze di prezzo sui mercati energetici
europei
A cura del GME
■
In Europa il mese di dicembre chiude un anno
caratterizzato da dinamiche prevalentemente ribassiste,
di modesta intensità sui mercati petroliferi, nei quali le
quotazioni non si allontanano significativamente dai
valori elevati del biennio precedente, ma decisamente
più sostenute per i prezzi del carbone, crollati invece ai
livelli minimi dell’ultimo quadriennio. Forti diminuzioni
si registrano anche sulle borse dell’elettricità, da un lato
rafforzando la tendenza avviata lo scorso anno in Francia
e in Germania, dall’altro invertendo il trend rialzista in
Italia, dove le quotazioni scendono ai livelli minimi dal
2005. In questo contesto le uniche eccezioni emergono
agli hub continentali del gas sui quali si conferma la fase
pluriennale di crescita dei prezzi, al loro nuovo massimo
storico, a cui si sottrae il solo riferimento italiano, risultato
invece in flessione e ormai strutturalmente allineato al resto
d’Europa.
Nel 2013 la quotazione europea del greggio consolida
le indicazioni di sostanziale stabilità emerse nel biennio
precedente, confermandosi a ridosso dei 110 $/bbl, per
effetto di una flessione tendenziale di intensità minima (-3%)
e inferiore alle attese più spiccatamente ribassiste espresse
dai mercati nel corso del 2012. Questo dato sintetizza un
andamento nei mesi caratterizzato dal raggiungimento
del massimo annuo a febbraio (120,10 $/bbl), quando
il prezzo sale al valore più elevato dall’aprile del 2012, e
da un trimestre successivo di forti ribassi annui (-7/-14%),
solo parzialmente compensato dalla ripresa registrata tra
giugno e luglio (+5/+9%). Decisamente meno volatile la
seconda parte dell’anno, interessata da oscillazioni ridotte
delle quotazioni attorno alla media annua. Dinamiche
analoghe si osservano al punto di consegna iraniano, come
consuetudine allineato al riferimento europeo, mentre, in
lieve controtendenza appare il WTI statunitense che, pur
mostrando un aumento su base annua, permane al di sotto
delle altre due quotazioni oggetto di analisi.
In merito ai derivati petroliferi, l’andamento dei prezzi spot
del gasolio risulta in linea con quello del bene di riferimento
(919,03 $/MT, -4%), mentre più marcato appare il calo
dell’olio combustibile (613,08 $/MT, -9%), in virtù soprattutto
di una flessione tendenziale più accentuata nei mesi finali
dell’anno. Anche in proiezione si segnala sui mercati a
termine una lieve crescita dell’olio combustibile per il 2014,
in contrapposizione alla riduzione attesa per il Brent e per
il gasolio.
D’altro canto, sulle piazze del carbone, prosegue
inarrestata la tendenza al ribasso dei prezzi, attestatisi in
Europa a 81,69 $/MT (-12%). La diminuzione, ancor più
significativa alla luce delle prospettive fortemente rialziste
manifestate dagli operatori nel 2012, interessa tutti i mesi
dell’anno (-11%/-20%), attenuandosi soltanto nel trimestre
finale (-2%/-6%). In chiave internazionale merita rilevare
l’improvvisa impennata registrata nell’ultima parte dell’anno
sul prodotto cinese, tale da spingere le quotazioni asiatiche
oltre i 110 $/MT (+25 $/MT rispetto a Europa e Sudafrica).
REPORT │ 2013
mercati energetici europa
1HZVOHWWHUDQQXDOH7HQGHQ]HGLSUH]]RH3URVSHWWLYHVXL0HUFDWL(QHUJHWLFLSDJ
Tabella
1: Greggio e combustibili, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica
7DEHOOD*UHJJLRHFRPEXVWLELOLTXRWD]LRQLPHQVLOLVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
4XRWD]LRQLPHQVLOL
4XRWD]LRQLDQQXDOL
)8(/
8G0
3(752/,2
EEO
%UHQW)2%
¼EEO
2/,2&20%
07
)2%%DUJH
¼07
*$62/,2
07
)2%$5$
¼07
&$5%21(
07
$5$6WP.&,)1$5
¼07
&$0%,2¼
86'(85
);86'
9DU<
XOWLPDTXRW
IXWXUH<
&DOHQGDU
'LFHPEUH
9DU0
9DU0 XOWLPDTXRW
IXWXUH0
Fonte: Thomson-Reuters
*UDILFR*UHJJLRHWDVVRGLFDPELRDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEBB│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
6 7E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G4 I N A 1 4
9DU0 9DU0
XOWLPDTXRW
9DU< XOWLPDTXRW
&DOHQGDU
)2%%DUJH
¼07
%UHQW)2%
¼EEO
)2%%DUJH
¼07
'LFHPEUH
)8(/
8G0
IXWXUH0
IXWXUH<
*$62/,2
07
2/,2&20%
07
*$62/,2
07
)2%$5$
¼07
)2%$5$
¼07
)2%%DUJH
¼07
3(752/,2
EEO
&$5%21(
07
&$5%21(
07
*$62/,2
07
%UHQW)2%
¼EEO
$5$6WP.&,)1$5
¼07
$5$6WP.&,)1$5
¼07
)2%$5$
¼07
2/,2&20%
07
&$0%,2¼
86'(85
&$0%,2¼
86'(85
&$5%21(
07
)2%%DUJH
¼07
);86'
);86'
$5$6WP.&,)1$5
¼07
*$62/,2
07
Grafico
1: Greggio
mensile
aritmetica
e a termine.
Media
&$0%,2¼
86'(85e tasso
di cambio,
andamento
dei prezzi spot
)2%$5$
¼07
*UDILFR*UHJJLRHWDVVRGLFDPELRDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
*UDILFR*UHJJLRHWDVVRGLFDPELRDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
);86'
&$5%21(
07
$5$6WP.&,)1$5
¼07
EEO
EEO
*UDILFR*UHJJLRHWDVVRGLFDPELRDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
&$0%,2¼
86'(85
);86'
mercati energetici europa
JJLRHWDVVRGLFDPELRDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
(continua)
VVRGLFDPELRDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
¼
¼
¼
EEO
*UDILFR*UHJJLRHWDVVRGLFDPELRDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
¼
EEO
3URGRWWLSHWUROLIHULDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
Fonte: Thomson-Reuters
*UDILFR3URGRWWLSHWUROLIHULDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
*UDILFR3URGRWWLSHWUROLIHULDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
07
ROLIHULDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
07
07
Fonte: Thomson-Reuters
*UDILFR&RDODQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
Grafico
3: Coal, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica
&RDODQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
*UDILFR&RDODQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
07
*UDILFR&RDODQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
*UDILFR&RDODQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
07
EEO
EEO
07
EEO
EEO
*UDILFR3URGRWWLSHWUROLIHULDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
07
07
Grafico
2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica
*UDILFR3URGRWWLSHWUROLIHULDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
GRWWLSHWUROLIHULDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
REPORT │ 2013
9DU0
9DU0 XOWLPDTXRW 9DU< XOWLPDTXRW
&DOHQGDU
7DEHOOD*UHJJLRHFRPEXVWLELOLTXRWD]LRQLPHQVLOLVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
'LFHPEUH
)8(/
8G0
3(752/,2
EEO
IXWXUH<
3(752/,2
EEO
86'(85
IXWXUH0
4XRWD]LRQLPHQVLOL
%UHQW)2%
¼EEO
%UHQW)2%
¼EEO
4XRWD]LRQLDQQXDOL
2/,2&20%
3(752/,2
EEO
2/,2&20%
07
*UHJJLRHWDVVRGLFDPELRDQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
07
ODQGDPHQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
HQWRPHQVLOHGHLSUH]]LVSRWHDWHUPLQH0HGLDDULWPHWLFD
Fonte: Thomson-Reuters
N E W SLNNEEETW
W
TSL
SL
E 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
647E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G55I N A 1 5
(continua)
In controtendenza rispetto alle dinamiche finora osservate
appaiono gli andamenti rilevati sui principali hub europei del gas,
che consolidano tutti la pluriennale fase di crescita, arrivando
a superare i 27 €/MWh (+4/+9%). Sfugge a questo trend
generalizzato il PSV italiano che, dopo tre anni di incessante
crescita, ripiega attorno a 28 €/MWh (-3%), favorendo una
diminuzione del differenziale con gli altri riferimenti continentali
a 1 €/MWh circa, valore più basso dall’istituzione del Punto di
Scambio Virtuale. L’andamento nei mesi del prezzo italiano
risulta sostanzialmente allineato a quello degli altri hub, con le
sole eccezioni di febbraio, quando il PSV registra incrementi
decisamente meno marcati del resto d’Europa, e dicembre,
mese nel quale in Italia le quotazioni si fissano a 30,13 €/
MWh, massimo annuo, nonché livello più elevato dal febbraio
dell’anno precedente.
Newsletter Dicembre 13 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2)
Figura
1: Gas,
quotazioni
annuali
e mensili
e a termine.
aritmetica
Figura
1: Gas,
quotazioni
mensili
spot espot
a termine.
Media Media
aritmetica
Quotazioni annuali (€/MWh)
GAS
Var Y-1
(%)
Quotazioni mensili (€/MWh)
Calendar
2014
Dicembre 13
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ultima quot.
future M-1
-
-
30,13
+7%
+7%
31,20
26,98
26,46
27,75
+2%
+1%
28,15
-
-
28,09
+3%
+3%
28,50
+9%
27,53
27,04
28,34
+2%
+2%
29,23
+ 31 %
-
-
10,54
+ 15 %
+ 21 %
-
Area
2013
PSV
IT
27,98
-3%
TTF
NL
27,07
+8%
CEGH
AT
27,21
+4%
NBP
UK
27,37
Henry (pipe)
US
9,58
ultima quot.
future Y-1
€/MWh
35
30
25
20
15
10
5
2009
2010
2011
2012
2013
01
2013
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
2014
Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Fonte: Thomson-Reuters
Quotazioni
(€/MWh)
Quotazioni
I principali mercati elettrici
spotannuali
europei
sembrano assorbire in Germania (-11%),
dandomensili
luogo(€/MWh)
a un differenziale di oltre
gli effetti della contrazione generalizzata
che
nel
2013
ha
1
€/MWh
superiore
all’omologo
realizzato
nel quot.
2012. Segnali
Var Y-1 ultima quot.
Var M-1
Var M-12 ultima
Calendar
Area
2013
Dicembre 13
(%)
(%)
future Y-1
2014di minima ripresa si manifestano
future
M-1
interessato i prezzi di greggio e carbone,
mostrando
un
a(%)
dicembre,
quando
i prezzi
decremento generalizzato compreso tra il 6% e il 13%. Anche raggiungono il loro massimo annuo in Italia (69,28 €/MWh),
ITALIA
62,99
- al
17 %
69,25
62,73in corrispondenza
69,28 anche
+ 12del
% picco
+ 3 toccato
%
il prezzo italiano,
pur confermandosi
di sopra
degli altri
dalla
quotazione
43,24
- 8 %la contemporanea
47,79
43,38del gas nazionale,
53,50
49,71
1%
%
analizzati,FRANCIA
si mostra in calo,
riflettendo
e il +valore
più+ 18
elevato
dal
novembre del
37,78
- 11
% – combustibile
45,31
39,222008 in Spagna
36,89
35,75 (63,64
- 9 %€/MWh).
+1%
riduzioneGERMANIA
registrata all’hub nazionale
del
gas
di
In ottica
prospettica, i
44,26
55,10
49,61
63,64
+ 52 %
+ 52 %
riferimentoSPAGNA
per il parco di generazione
–- e6 %
quella del
valore dei
mercati a termine,
lontani
dal prevedere
i sostenuti
ribassi
AREA SCANDINAVA
38,35
+ 23 %
37,55
36,25
37,95
- 11 %
- 24 %
prodotti
petroliferi.
registrati nel32,66
2013, mantengono
una posizione
piuttosto
AUSTRIA
37,43
- 13 %
-9%
- 12 %
In particolare, il riferimento italiano si spinge al livello minimo conservativa,35,73
riproponendo
per il 2014
i profili mensili di prezzo
SVIZZERA
44,73
- 10 %
52,55
+7%
+ 17 %
dal 2005 (62,99 €/MWh, -17%), in virtù della prima inversione di osservati nell’anno appena concluso, nonché lo stagionale
tendenza dal 2009, mentre nell’area franco-tedesca, si rafforza disallineamento tra le quotazioni francese e tedesca nei
€/MWh
l’andamento
al ribasso intrapreso nel 2011 con prezzi che si trimestri iniziale e finale dell’anno.
90
attestano
a 43,24 €/MWh in Francia (-8%) e a 37,78 €/MWh
80
70
60
N E W SLNNEEETW
W
TSL
SL
E 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
647E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G66I N A 1 6
REPORT │ 2013
mercati energetici europa
CEGH
AT
27,21
+4%
-
-
28,09
+3%
+3%
28,50
NBP
UK
27,37
+9%
27,53
27,04
28,34
+2%
+2%
29,23
Henry (pipe)
US
9,58
+ 31 %
-
-
10,54
+ 15 %
+ 21 %
-
20
15
35
5
30
2009
2010
(continua)
2011
2012
2013
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
2013
25
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
2014
Figura
quotazioni
annuali
e mensili
e a termine.
Media aritmetica
Figura2:2:Borse
Borseeuropee,
elettriche,
quotazioni
mensili
spot e aspot
termine.
Media aritmetica
Fonte: Thomson-Reuters
20
Quotazioni annuali (€/MWh)
15
Area
10
2013
ITALIA
5
62,99
2009
2010 2011
FRANCIA
2012 43,24
2013
GERMANIA
37,78
SPAGNA
44,26
Quotazioni mensili (€/MWh)
Var Y-1
(%)
ultima quot.
future Y-1
Calendar
2014
69,25
- 17 %
01- 8 02
%
03
2013
- 11 %
-6%
62,73
04
47,7905
07
43,3808
06
Var M-1
(%)
Dicembre 13
09
10
69,28
+ 12 %
11 49,71
12 01
02 + 03
1 % 04
45,31
39,22
35,75 2014
55,10
49,61
63,64
Figura
Borse elettriche,38,35
quotazioni
mensili
spot
AREA2:
SCANDINAVA
+ 23
%
37,55e a termine.
36,25 Media aritmetica
32,66
AUSTRIA
37,43
- 13 %
Quotazioni
annuali (€/MWh)
44,73
- 10 %
SVIZZERA
-
-
-
-
Var M-12
(%)
ultima quot.
future M-1
-
+3%
08
09
53,50
05
+ 1806% 07
-9%
+1%
36,89
+ 52 %
+ 52 %
37,95
-
- 11 %
- 24 %
35,73
-9%
- 12 %
52,55 Quotazioni
+ 7 %mensili+(€/MWh)
17 %
10
2013
Var Y-1
(%)
ultima quot.
future Y-1
Calendar
2014
Dicembre 13
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ultima quot.
future M-1
ITALIA
FRANCIA
GERMANIA
70
SPAGNA
60
AREA SCANDINAVA
AUSTRIA
50
SVIZZERA
62,99
43,24
37,78
44,26
38,35
37,43
44,73
- 17 %
-8%
- 11 %
-6%
+ 23 %
- 13 %
- 10 %
69,25
47,79
45,31
55,10
37,55
-
62,73
43,38
39,22
49,61
36,25
-
69,28
49,71
35,75
63,64
32,66
35,73
52,55
+ 12 %
+1%
-9%
+ 52 %
- 11 %
-9%
+7%
+3%
+ 18 %
+1%
+ 52 %
- 24 %
- 12 %
+ 17 %
53,50
36,89
37,95
-
90
80
40
12
-
Area
€/MWh
11
30
€/MWh
20
90
10
80
2009
2010
2011
2012
2013
70
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
60
ITALIA
206,9
+ 16 %
FRANCIA
58,5
-1%
GERMANIA
245,6annuali
+ 0e %
Figura103: Borse
europee, volumi
mensili
2009 2010 2011 2012 2013
01 02 03
SPAGNA
186,6
+0%
2013
AREA SCANDINAVA
329,6
+4%
AUSTRIA
7,8
- 17 %
Volumi a pronti (TWh)
SVIZZERA
18,7
+ 12 %
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
TWh
Volumi a pronti (TWh)
Infine,
in termini di volumi negoziati sulle borse spot, a
50
fronte di variazioni
modeste
o nulle
sui mercati
Varosservate
Y-1
Area
2013
Dicembre 13
40
(%) 329,6
tradizionalmente
più grandi (Nordpool:
TWh; Epex:
30 TWh), emerge l’inversione di tendenza rilevata in Italia,
304,1
20
01
2014
2013
350
dove
dopo un quadriennio di compressione degli scambi, la
borsa
chiude con un bilancio di 206,9 TWh, tornando al livello
300
più alto dal 2009 in virtù di una crescita su base annua del
250
16%.
15,5
200
5,4
22,2mercati spot 150
sui
04 05 06 07 08 09
16,9
100
31,5
0,5
1,5
Area
2013
Var Y-1
(%)
Dicembre 13
ITALIA
FRANCIA
GERMANIA
SPAGNA
AREA SCANDINAVA
AUSTRIA
SVIZZERA
206,9
58,5
245,6
186,6
329,6
7,8
18,7
+ 16 %
-1%
+0%
+0%
+4%
- 17 %
+ 12 %
15,5
5,4
22,2
16,9
31,5
0,5
1,5
10
11
12
01
02
03
04
05
Fonte: Thomson-Reuters
06
07
08
09
10
11
2014
50
TWh
350
0
300
2009
2010
2011
2012
2013
2009
2010
2011
2012
2013
250
200
150
100
50
0
N E W SLNNEEETW
W
TSL
SL
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TTT
E
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L
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GFM
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││2R
200
A11I 1O
4 ││2 N
0N1UU0M
M│
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NO
O
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647E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
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12
REPORT │ 2013
€/MWh
mercati
energetici europa
10
Mercato dei titoli di efficienza energetica
A cura del GME
■ Nel 2013, il Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica registra,
rispetto allo scorso anno, un aumento dei volumi sulla piattaforma
di mercato, con una quantità di titoli scambiati pari a 2.814.805
(2.534.930 TEE nel 2012).
Di seguito la tabella riassuntiva del 2013.
Tipo I
Volumi scambiati Mercato
Controvalore (€)
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
946.824,00
1.306.921,00
44.432,00
516.494,00
134,00
99.339.514,54
135.753.396,93
4.860.101,16
54.926.662,60
13.344,00
87,80
87,81
97,01
87,80
98,00
Prezzo massimo (€/CV)
Prezzo minimo (€/CV)
116,00
115,50
115,00
115,50
100,00
Prezzo medio (€/CV)
104,92
103,87
109,38
106,35
99,58
L’andamento in crescita dei volumi e dei prezzi sul mercato
ha raggiunto il massimo livello nel mese di maggio, periodo
di scadenza, fissato dai Decreti Ministeriali 20 luglio 2004 e
dal Decreto Ministeriale 21 dicembre 2007, per l’adempimento
dell’obbligo dei distributori di energia relativo al raggiungimento
degli obiettivi annuali di risparmio energetico, con un numero
di TEE scambiati pari a 596.218 TEE, a causa probabilmente,
della percezione di scarsità dei titoli, avvertita dagli operatori
prima della scadenza dell’onere di consegna dei TEE.
In particolare, livello dei prezzi medi ha rilevato un trend
positivo nel primo semestre (88,99 €/TEE il prezzo medio dei
TEE di Tipo III nella prima sessione del 2013) sino al mese di
maggio (114,44 €/TEE dei Titoli di Tipo III nel mese di scadenza
dell’adempimento degli obblighi) per poi scendere nel mese
successivo intorno ai livelli del rimborso tariffario pari a 86,98
€/TEE e proseguire la ripresa fino alla fine dell’anno.
La nuova crescita dei prezzi nella seconda parte dell’anno
testimonia come ancora gli operatori percepiscano una
carenza di titoli rispetto alla quantità necessaria per rispettare
gli obblighi. Nelle sessioni di dicembre, infatti, i prezzi hanno
raggiunto il livello di circa 106 €/TEE.
I titoli emessi dall’inizio dell’anno sono pari a 6.757.181 TEE di
cui, 1.642.723 di Tipo I, 2.944.571 di Tipo II, 608.397 di Tipo II
CAR e 1.561.250 di Tipo III, 240 di Tipo V.
Dall’inizio del meccanismo i titoli emessi sono pertanto pari a
23.986.901, di cui 11.373.049 di Tipo I, 7.716.772 di Tipo II,
608.397 di Tipo II CAR, 4.288.443 di Tipo III, 240 di Tipo V.
TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine dicembre 2013 (dato cumulato)
Fonte: GME
13.500.100
Totale: 23.986.901
12.000.100
11.373.049
10.500.100
9.000.100
7.716.772
7.500.100
6.000.100
4.288.443
4.500.100
3.000.100
1.500.100
608.397
240
100
TIPO I
TIPO II
TIPO II_CAR
TIPO III
TIPO V
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T SL
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4 │2 N
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6 7E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G8 I N A 1 8
REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
(continua)
Nel mese di dicembre, nel consueto confronto con il mese
precedente, sul Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica,
sono stati scambiati 298.927 TEE, in aumento rispetto ai
284.585 TEE scambiati ad novembre.
TEE, risultati del mercato
del GME
- dicembre
2013- dicembre 2013
TEE, risultati
del mercato
del GME
Volumi scambiati (n.TEE)
Valore Totale (€)
Tipo I
Tipo I
88.844
9.421.704,66
Fonte: GME
Tipo II
Tipo II
130.627
13.856.134,53
Tipo II-CAR
Tipo II-CAR
3.318
352.003,69
Tipo III
Tipo III
76.138
8.074.663,25
Prezzo minimo (€/TEE)
105,60
104,61
105,99
105,70
Prezzo massimo (€/TEE)
106,41
106,50
106,20
106,30
Prezzo medio (€/TEE)
106,05
106,07
106,09
106,05
Dei 298.927 TEE sono stati scambiati 88.844 di Tipo I e
130.627 di Tipo II, 3.318 di Tipo II-CAR e 76.138 di tipo III.
Si sottolinea, un andamento dei prezzi medi in aumento
rispetto a quelli del mese precedente (2,12 % per la Tipologia
I, 2,52 % per la Tipologia II e 2,29 % per la Tipologia II-CAR e
2,11 %per la tipologia III).
Nello specifico, i titoli di Tipo I sono stati scambiati ad una media
di 106,05 € (rispetto a 103,85 € di novembre), i titoli di Tipo II
ad una media di 106,07 € (rispetto a € 103,47 di novembre)
e i titoli di Tipo II-CAR ad una media di 106,09 € (rispetto a
103,71 € di novembre), i titoli di Tipo III ad una media 106,05 €
(rispetto a 103,86 € di novembre).
TEE scambiati dal 1 gennaio 2013 al 31 dicembre 2013
N. TEE
Fonte: GME
Mercato: 2.814.805
2.250.000
Bilaterali: 5.419.661
2.069.706
2.000.000
1.750.000
1.720.101
1.450.926
1.500.000
1.306.921
1.250.000
1.000.000
946.824
750.000
516.494
500.000
250.000
178.716
44.432
0
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
134
Tipo III
212
Tipo V
N E W SLNEETWTSL
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MEEL │G FMEEBB
│ 2R0A1I 4O │2 0N1U0M│E R
NO
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
(continua)
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2010 a dicembre 2013)
€/tep
minimo
massimo
Fonte: GME
medio
120,00
115,00
116,00
115,50
110,00
105,00
115,50
115,00
109,38
104,92
106,35
103,87
100,00
99,58
98,00
100,00
97,01
95,00
90,00
87,80
87,81
87,80
85,00
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
Tipologia
Tipologia
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2010 a novembre 2013)
€/tep
115,50
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Fonte: GME
Tipo III
Tipo V
113,00
110,50
108,00
105,50
103,00
100,50
98,00
95,50
93,00
88,00
11-01-2011
25-01-2011
08-02-2011
22-02-2011
08-03-2011
22-03-2011
05-04-2011
19-04-2011
03-05-2011
17-05-2011
31-05-2011
14-06-2011
28-06-2011
12-07-2011
26-07-2011
30-08-2011
13-09-2011
27-09-2011
11-10-2011
25-10-2011
15-11-2011
29-11-2011
13-12-2011
10-01-2012
24-01-2012
07-02-2012
21-02-2012
06-03-2012
20-03-2012
03-04-2012
17-04-2012
02-05-2012
10-05-2012
17-05-2012
24-05-2012
31-05-2012
12-06-2012
26-06-2012
10-07-2012
24-07-2012
07-08-2012
04-09-2012
18-09-2012
02-10-2012
16-10-2012
06-11-2012
20-11-2012
04-12-2012
18-12-2012
15-01-2013
29-01-2013
12-02-2013
26-02-2013
12-03-2013
26-03-2013
09-04-2013
23-04-2013
07-05-2013
21-05-2013
04-06-2013
18-06-2013
02-07-2013
16-07-2013
30-07-2013
27-08-2013
10-09-2013
24-09-2013
08-10-2013
22-10-2013
12-11-2013
26-11-2013
10-12-2013
90,50
data sessione mercato
data sessione mercato
Sul mercato dei bilaterali dei TEE sono stati scambiati, nel
2013, 5.419.661 titoli, in aumento rispetto al 2012 (5.081.513
TEE lo scorso anno). Il prezzo medio rilevato sulla piattaforma è stato pari a 98,06 €/tep (88,67 €/tep nel 2012) inferiore
rispetto a quella registrata sul mercato, 104,76 €/tep (101,32
€/tep).
Nel corso del mese di dicembre 2013 sono stati scambiati
671.012 titoli attraverso contratti bilaterali delle varie tipologie.
La media dei prezzi dei TEE scambiati attraverso i bilaterali è
stata pari a 105,33 €/tep (84,66 €/tep lo scorso anno a dicembre), minore di 0,73 €/tep rispetto alla media registrata sul
mercato organizzato di 106,06€/tep (90,07 €/tep a dicembre
2012).
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T SL
E R EDT E
TL
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D E L│ GFMEEBB│ R
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
(continua)
Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi scambiati bilateralmente per ciascuna classe di prezzo:
TEE scambiati per classi di prezzo - dicembre 2013
Fonte: GME
TEE scambiati
per classi
di prezzo
- settembre
2013
TEE scambiati
per classi
di prezzo
- dicembre
2013
300.000
700.000
TEE scambiati per classi di prezzo - settembre 2013
268.488
300.000
663.930
268.488
600.000
250.000
Quantità
Quantità
Quantità
250.000
500.000
200.000
200.000
400.000
150.000
150.000
300.000
100.000
200.000
100.000
50.000
100.000
50.000
38.912
38.912
1.834
2.960
1.067
2.834
221
0 0
1.834
0 0 (0-10)
[90-100)
(0-10)[10-20)
[10-20)[20-30)
[20-30)[30-40)
[30-40)[40-50)
[40-50)[50-60)
[50-60)[60-70)
[60-70)[70-80)
[70-80)[80-90)
[80-90)
[90-100)100+100+
0
Classi
di
prezzo
(€/tep)
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90)
[90-100)
100+
Classi di prezzo (€/tep)
Classi di prezzo (€/tep)
Infine, di seguito è indicata la tabella generale relativa al 2013.
Tipo I
Volumi scambiati Mercato
Prezzo minimo (€/CV)
946.824
Tipo II
Tipo II-CAR
1.306.921
44.432
Tipo III
Tipo V
516.494
134
87,80
87,81
97,01
87,80
98,00
Prezzo massimo (€/CV)
116,00
115,50
115,00
115,50
100,00
Prezzo medio (€/CV)
104,92
103,87
109,38
106,35
99,58
Controvalore Mercato (€)
99.339.515
135.753.397
4.860.101
54.926.663
13.344
Volumi scambiati Bilaterali
1.720.101
28,20
2.069.706
27,69
178.716
17,99
1.450.926
27,70
212
2,00
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
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D E L│ GFMEEBB│ R
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4 │2 N
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
Mercato dei certificati verdi
A cura del GME
■
Il Mercato dei Certificati Verdi1, nel 2013, si è chiuso con un
volume di titoli scambiati nel corso delle 48 sessioni organizzate
dal GME pari a 7.566.341 CV (3.806.339 CV scambiati nel 2012)
con un controvalore pari a circa 633, 5 milioni di euro (circa 289
milioni di euro nel 2012).
(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.
Di seguito la tabella riassuntiva del 2013:
2010
2010_TRL
2011
2011_TRL
2012 2012
2012_TRL
I Trim
2013
2013
2013
Trim
2011_TRL
2012_TRL
I Trim
2013 II Trim
II Trim
2013 III Trim
III Trim
2013 IV IV
Trim2013
2013
2010_Tipo_CV 2010_Tipo_CV_TRL
2011_Tipo_CV 2011_Tipo_CV_TRL
2012_Tipo_CV 2012_Tipo_CV_TRL
2013_Tipo_CV_Trim_I
2013_Tipo_CV_Trim_II
2013_Tipo_CV_Trim_III
2013_Tipo_CV_Trim_III
Volumi CV scambiati (n.CV)
Valore Totale (€)
4.975
10.241
83.555
3.440
3.563.369
94.005
1.508.041
1.446.505
763.813
88.397
396.697
814.951
6.905.903
281.285
289.509.028
7.808.187
130.936.508
124.044.400
65.312.826
7.495.934
79,50
80,25
79,74
77,50
80,10
79,58
78,00
86,25
82,65
76,50
85,00
81,77
76,01
85,90
81,25
81,25
85,00
83,06
83,50
88,60
86,83
83,00
88,36
85,75
77,80
87,75
85,51
84,00
87,50
84,80
Prezzo minimo (€/CV)
Prezzo massimo (€/CV)
Prezzo medio (€/CV)
Il prezzo medio ponderato dei CV scambiati nelle sessioni
di mercato è stato pari a 83,73 €/MWh (76,13 €/MWh nel
2013).
I CV con anno di riferimento 2012 hanno rappresentato il
47,10 % del totale dei certificati negoziati, seguiti dai CV con
anno di riferimento 2013 I Trim, con il 19,93 % (65,06 % i CV
2012 e 30,89 % i CV 2011, le percentuali dei CV maggiormente scambiati l’anno precedente).
Sul mercato dei bilaterali le transazioni registrate nel corso
del 2013 hanno interessato 37.246.526 CV, in aumento rispetto ai 28.524.298 CV del 2012.
Complessivamente, nel corso del 2013, il totale dei CV scambiati sia sul mercato che bilateralmente sono stati pari a
44.812.867 CV rispetto ai 32.330.637 CV negoziati nel 2012
(+38,61%).
Per ciò che riguarda le transazioni del mese di dicembre
2013, i volumi scambiati sono stati pari a 1.097.537 CV, in
diminuzione rispetto ai 1.358.338 CV negoziati nel mese di
novembre.
La concentrazione degli scambi ha visto il prevalere dei CV
con anno di riferimento 2013 I Trim con un volume pari a
434.887 (contro i 305.028 CV I Trim di novembre) e dei CV
con anno di riferimento 2013 II Trim con una quantità presente sul mercato, pari a 260.763 (454.230 CV 2013 II Trim
scambiati il mese scorso).
Seguono i CV 2013 III Trim con un numero di certificati scambiati pari a 213.471 (279.590 CV 2013 III Trim la quantità presente sul mercato il mese scorso), i CV 2012 con un volume
pari a 93.662 (289.415 CV 2012 i titoli quotati nel mese di
novembre), i CV 2013 IV Trim con 88.397 titoli scambiati, non
presenti lo scorso mese sulla piattaforma CV, e infine i CV
2011 con 6.357 transazioni (27.639 CV 2011 scambiati a novembre).
Per quanto riguarda i prezzi medi registrati sul mercato dei
CV nel 2013, è stato osservato un trend in aumento da 76,01
€/MWh dei CV 2011 TRL fino a 85 €/MWh dei CV 2013 I
Trim.
In particolare, si evidenzia un positivo andamento in crescita
dei prezzi medi per i CV con emissione trimestrale rispetto ai
CV di emissione annuale.
Nei mesi a confronto i CV 2011, i CV 2012 e i CV 2013 II Trim,
hanno fatto registrare un prezzo medio pari rispettivamente a
84,74 €/MWh, 86,52 €/MWh, 84,57 €/MWh, con un aumento
rispetto al mese di novembre di 0,39 €/MWh, 0,31 €/MWh
e 0,30 €/MWh, mentre i CV_2013 III Trim e i CV 2013 I Trim
hanno segnato una diminuzione del prezzo medio di 0,42 €/
MWh e di 0,35 €/MWh, con un prezzo medio registrato rispettivamente pari a 86,24 €/MWh e 87,79 €/MWh.
Per quanto riguarda i CV 2013 IV Trim il prezzo medio ponderato è stato pari a 84,80 €/MWh.
Di seguito la tabella riassuntiva delle transazioni relative al mese di dicembre 2013:
Periodo di riferimento
2011
Volumi scambiati (n.CV)
Valore Totale (€)
6.357
538.690,40
2012
I Trim 2013
II Trim 2013
III Trim 2013
IV Trim 2013
93.662
7.920.834,75
434.887
38.177.462,51
260.763
22.561.516,95
213.471
18.408.833,15
88.397
7.495.933,99
Prezzo minimo (€/CV)
83,00
84,30
87,00
85,65
85,20
84,00
Prezzo massimo (€/CV)
85,00
85,90
88,15
87,80
87,20
87,50
Prezzo medio (€/CV)
84,74
84,57
87,79
86,52
86,24
84,80
2,00
1,60
1,15
2,15
2,00
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
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D E L│ GFMEEBB│ R
20
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4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
6 7E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G2 I N A 2 2
3,50
REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
(continua)
CV, numero di certificati scambiati per anno di riferimento (sessioni da gennaio a dicembre 2013)
N. CV
Fonte: GME
Totale CV: 7.566.341
4.000.000
3.563.369
3.500.000
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.508.041
1.500.000
1.446.505
1.000.000
763.813
500.000
0
4.975
10.241
83.555
2010
2010_TRL
2011
94.005
3.440
2011_TRL
2012
88.397
2012_TRL I Trim 2013
II Trim
2013
III Trim
2013
IV Trim
2013
Tipologia
Tipologia
CV, controvalore delle transazioni per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2013)
Fonte: GME
Milioni di €
320,00
289,51
280,00
240,00
200,00
160,00
130,94
120,00
65,31
80,00
40,00
0,00
124,04
0,40
0,81
6,91
2010
2010_TRL
2011
7,81
0,28
2011_TRL
2012
2012_TRL
7,50
I Trim 2013 II Trim 2013 III Trim 2013 IV Trim 2013
Tipologia
Tipologia
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
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20
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4 │2 N
0 1U0M │
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2 5G I│N A
P A2G3 I N A 2 3
REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
(continua)
CV, prezzi dei certificati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2013)
€/MWh
Prezzo minimo
Prezzo massimo
Prezzo medio
89,00
88,60
87,00
86,25
85,00
85,00
83,00
82,65
81,00
80,25
79,74
79,50
79,00
86,83
85,90
85,75
85,00
83,06
81,77
83,50
87,75
87,50
85,51
84,80
84,00
83,00
81,25
81,25
78,00
77,80
76,50
2010
88,36
80,10
79,58
77,50
77,00
75,00
Fonte: GME
2010_TRL
2011
2011_TRL
76,01
2012
2012_TRL I Trim 2013 II Trim 2013
Tipologia
Tipologia
Nel corso del 2013 sono stati scambiati 37.246.526 CV attraverso contratti bilaterali, delle varie tipologie (28.524.298
CV l’anno precedente).
III Trim
2013
IV Trim
2013
Nel grafico sottostante vengono evidenziate i volumi scambiati bilateralmente per ciascuna classe di prezzo nel 2013:
CV scambiati per fasce di prezzo - anno 2013
Fonte: GME
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - anno 2013
32.000.000
30.093.907
28.000.000
24.000.000
Quantità
20.000.000
16.000.000
12.000.000
8.000.000
4.793.125
4.000.000
1.427.852
0
0
223.870
-
-
-
-
961
689.568
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90)
8.565
8.678
[90-100)
100+
Fasce di prezzo CV (€/MWh)
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
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2 5G I│N A
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
(continua)
La media dei prezzi dei CV scambiati attraverso i bilaterali,
nel 2013, è stata pari a 78,52 €/MWh (74,84 €/MWh lo scorso
anno) maggiore di 3,68 €/MWh rispetto alla media registrata
sul mercato organizzato, pari a 83,73 €/MWh (76,13 €/MWh
nel 2012).
Nel corso del mese di dicembre 2013 sono stati scambiati, attraverso contratti bilaterali, 6.076.400 (3.245.367 CV il mese
scorso) delle varie tipologie.
CV scambiati per fasce di prezzo - dicembre 2013
Fonte: GME
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - dicembre 2013
6.000.000
5.773.020
Quantità
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
125.682
3.415
-
-
-
-
-
3.010
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
0
165.937
[70-80)
5.336
[80-90) [90-100)
100+
Classi di prezzo (€/MWh)
La media dei prezzi dei CV scambiati attraverso i bilaterali,
nel corso del mese di dicembre, è stata pari a 84,91 €/MWh,
minore di 1,74 €/MWh rispetto alla media registra sul mercato
organizzato (86,65 €/MWh).
N E W SLNEETWTSL
E RE T
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MEEL │G FMEEBB
│ 2R0A1I 4O │2 0N1U0M│E R
NO
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7 R│O P2A5G │
I N PAA 2G5I N A 2 5
REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
Mercato delle garanzie d'origine
A cura del GME
■ Il 2013 ha rappresentato l’anno di transizione delle CO-Fer
(Certificazioni di Origine per Impianti alimentati da Fonti di
Energia Rinnovabile) istituite in base al Decreto del Ministero
dello sviluppo economico 31 luglio 2009, successivamente
denominate GO (Garanzie di Origine) come recepito in base
all'art. 31 comma 1 del DM 6 luglio 2012.
Nei primi tre mesi del 2013, sono state effettuate quattro
sessioni di mercato COFER (1.160.402 COFER scambiati
in totale, che si aggiungono alle sei sedute svolte nell’anno
2012 con 472.602 certificazioni scambiate) e due sessioni
d’asta da parte del GSE (1.000 COFER assegnate nel 2013
su 43.726.627 COFER offerte in totale, che si sommano alle
1.417.454 COFER assegnate nelle tre sessioni del 2012).
Il 29 marzo 2013, con riferimento al passaggio dal sistema
di certificazione CO-Fer al sistema delle Garanzie di Origine
(GO), il Gestore dei Mercati Energetici (Gme) ha reso nota
la sospensione di tutte le negoziazioni dei titoli COFER
sulle piattaforme gestite dal Gme (a partire dal 31 marzo),
al fine di consentire al Gestore dei Servizi Energetici (Gse)
lo svolgimento delle attività necessarie al compimento della
modifica, in attuazione delle previsioni di cui all'art. 31 comma
1 del DM 6 luglio 2012.
Successivamente, a partire dal mese di settembre sono state
svolte quattro sessioni di mercato GO e due sessioni d’asta
GO del GSE.
Mercato COFER
Di seguito la tabella riassuntiva delle transazioni avvenute sul mercato COFER nel 2013:
Altro
2012_Altro
Volumi scambiati (MWh)
Valore Totale (€)
Prezzo minimo (€/MWh)
Prezzo massimo (€/MWh)
Prezzo medio (€/MWh)
Eolico
2012_Eolico
Geotermoelettrico
2012_Geotermoelettrico
340.527
488.514
14.087
0,02
0,09
0,04
Idroelettrico
Solare
2012_Idroelettrico
2012_Solare
1
181.581
149.779
22.830
0
6.923
6.081
0,02
0,10
0,05
0,08
0,08
0,08
0,02
0,08
0,04
0,02
0,09
0,04
Mercato GO
Il 9 settembre 2013 in attuazione delle previsioni di cui
all’articolo 31, comma 1 del DM 6 luglio 2012, il GME in un
comunicato, ha reso operative le piattaforme di scambio GO
(Garanzie di Origine).
A seguito, infatti, dell’aggiornamento della normativa vigente
e della pubblicazione, da parte del GSE, della “Procedura per
l’identificazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili ed
emissione e gestione delle garanzie di origine”, il GME ha
apportato modifiche ed integrazioni al Regolamento di funzionamento del mercato organizzato e della piattaforma di
registrazione degli scambi bilaterali delle garanzie di origine
nonché alle Disposizioni tecniche di funzionamento (DTF).
Le principali modifiche hanno contemplato il cambiamento
della denominazione delle certificazioni e il periodo di produzione.
Infatti, i titoli COFER sono ora denominati “Garanzie di Origine” (GO) ed hanno validità annuale.
In riferimento al Mercato delle GO (M-GO) i nuovi book di
negoziazione prevedono la distinzione delle GO, oltre che per
anno e tipologia, anche per periodo di produzione come di
seguito indicato:
- “GO Gennaio” relative al mese di gennaio dell’anno “y” con
validità 12 mesi dal periodo di produzione;
- “GO Febbraio” relative al mese di febbraio dell’anno “y” con
validità 12 mesi dal periodo di produzione;
- “GO Altri mesi” relative ai restanti mesi dell’anno “y” con validità fino al 31 marzo dell'anno “y+1”.
Con riferimento alla piattaforma bilaterale delle GO (PB-GO),
all’atto della registrazione delle transazioni sulla piattaforma
del GME, è inoltre possibile effettuare la selezione di ulteriori
campi oltre a quelli preesistenti quali, il Paese di produzione,
il periodo di produzione (mese “da”…. “a”), l’attributo RECS,
l’eventuale sostegno alla produzione ricevuto.
Gli operatori intenzionati a scambiare le GO estere nell’ambito
del mercato italiano, devono aprire un conto proprietà presso
il Registro GO del GSE e trasferire su detto conto, attraverso
il portale informatico “GO” del GSE, il quantitativo di GO che
intendono scambiare sul mercato organizzato del GME.
Una certificazione GO è pari a 1 MWh.
Il numero totale delle GO scambiate sul mercato nel 2013
risulta pari a 178.013.
Il prezzo medio ponderato totale delle GO scambiate sul mercato nel 2013 è stato pari a 0,15 €.
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
Di seguito la tabella riassuntiva delle transazioni GO avvenute sul mercato nel 2013:
Altro
2013_Altro
Eolico
2013_Eolico
Geotermoelettrico
Idroelettrico
Solare
2013_Geotermoelettrico
2013_Idroelettrico2013_Solare
Volumi scambiati (MWh)
500
21.510
100
155.604
299
Valore Totale (€)
Prezzo minimo (€/MWh)
Prezzo massimo (€/MWh)
Prezzo medio (€/MWh)
95
0,19
0,19
0,19
3.708
0,13
0,24
0,17
30
0,30
0,30
0,30
22.722
0,09
0,25
0,15
30
0,10
0,10
0,10
I Volumi scambiati e il Controvalore per tipologia GO presente sul mercato, sono rappresentati nei seguenti grafici a
blocchi.
GO, volumi per tipologia (2013)
Fonte: GME
155.604
Totale Volumi Scambiati: 178.013
155.604
Volumi (MWh)
Volumi (MWh)
Totale Volumi Scambiati: 178.013
160.000
150.000
140.000
160.000
130.000
150.000
120.000
140.000
110.000
130.000
100.000
120.000
110.000
90.000
100.000
80.000
70.00090.000
60.00080.000
50.00070.000
40.00060.000
30.00050.000
20.00040.000
10.00030.000
020.000
10.000
0
21.510
21.510
500
Altro 500
Eolico
299
100
Geotermoelettrico
100
Tipologia
Idroelettrico
299
Solare
Tipologia
produzione
anno 2013
produzione anno 2013
GO, controvalore delle transazioni per tipologia (2013)
Fonte: GME
€
24.000
22.722
22.000
Totale Volumi Scambiati: 178.013
155.604
160.000
20.000
150.000
18.000140.000
16.000130.000
120.000
Volumi (MWh)
14.000
110.000
12.000100.000
10.000 90.000
8.000 80.000
70.000
6.000 60.000
3.708
4.000 50.000
2.000 40.000
30.000
95
10.000
Altro
0 20.000
0
21.510
500
Eolico
30
Geotermoelettrico
100
30
Idroelettrico
299
Solare
Tipologia
produzione anno 2013
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
L’andamento dei prezzi medi è evidenziato nella grafico sottostante.
GO, prezzi dei certificati per anno di riferimento (2013)
Fonte: GME
Prezzo minimo
€/MWh
Prezzo massimo
0,32
Prezzo medio
Totale Volumi Scambiati: 178.013
0,30
0,30
0,30
160.000
150.000
0,29
140.000
155.604
0,26
130.000
Volumi (MWh)
0,25
0,24
120.000
0,23
110.000
100.000
0,20
0,19
90.000
80.000
0,17
0,17
70.000
0,15
0,14
60.000
0,13
50.000
0,11
40.000
30.000
0,09
21.510
0,08
20.000
Altro
10.000
Eolico
500
0
0,10
0,10
0,10
Geotermoelettrico
Idroelettrico
100
Solare
299
Tipologia
produzione anno 2013
Bilaterali COFER
Nel corso del 2013 sono stati scambiati 35.976.998 COFER
attraverso contratti bilaterali (1.749.807 COFER delle varie
tipologie nel 2012). Il prezzo medio registrato è stato pari a
0,09 €/MWh (0,18 €/MWh nel 2012), maggiore di 0,05 €/
MWh, rispetto a quello registrato sul mercato 0,04 nei primi
tre mesi del 2013 €/MWh (0,11 €/MWh nel 2012).
Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi delle
COFER scambiate bilateralmente per ciascuna classe di prezzo nel 2013.
GO 2013
scambiate
bilateralmente
per fasce
prezzo
anno 2013
COFER
scambiati
bilateralmente
perdifasce
di- prezzo
- anno 2013
Altro
400.000
16.000.000
Eolico
Geotermoelettrico
Idroelettrico
Geotermoelettrico
Solare
Idroelettrico
Solare
Altro
400.000
Eolico
Geotermoelettrico
Idroelettrico
Solare
12.000.000
10.000.000
200.000
300.000
Quantità (MWh)
Quantità (MWh)
Eolico
GO 2013 scambiate bilateralmente per fasce di prezzo - anno 2013
14.000.000
300.000
Altro
8.000.000
6.000.000
200.000
100.000
4.000.000
100.000
2.000.000
0
0
[0,01-0,10) [0,10-0,20) [0,20-0,30) [0,30-0,40) [0,40-0,50) [0,50-0,60) [0,60-0,70) [0,70-0,80) [0,80-0,90)
Classi di prezzo (€/MWh)
0
0
0
[0,90-1)
1+
[0,01-0,10) [0,10-0,20) [0,20-0,30) [0,30-0,40) [0,40-0,50) [0,50-0,60) [0,60-0,70) [0,70-0,80) [0,80-0,90)
0
[0,01-0,10) [0,10-0,20) [0,20-0,30) [0,30-0,40) [0,40-0,50) [0,50-0,60) [0,60-0,70) [0,70-0,80) [0,80-0,90)
Classi di prezzo (€/MWh)
[0,90-1)
[0,90-1)
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1+
1+
REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
Bilaterali GO
A partire dal mese di settembre 2013 sono stati scambiati
5.312.061 GO sulla piattaforma del GME.
Il prezzo medio registrato sulla piattaforma è stato pari a 0,14
€/MWh inferiore di 0,01 €/MWh rispetto alla media registrata
sul mercato nel 2013 (0,15€/MWh).
Di seguito la tabella relativa ai volumi per classi di prezzo
relativi alle GO scambiate bilateralmente nel 2013.
GO 2013 scambiate bilateralmente per fasce di prezzo - anno 2013
GO 2013 scambiate bilateralmente per fasce di prezzo - anno 2013
Altro
400.000
Geotermoelettrico
Eolico
Idroelettrico
Geotermoelettrico
Solare
Idroelettrico
Solare
GO 2013 scambiate bilateralmente per fasce di prezzo - anno 2013
Altro
Eolico
Geotermoelettrico
Idroelettrico
Solare
Quantità (MWh)
Quantità (MWh)
2.100.000
2.000.000
1.900.000
1.800.000
400.000
300.000
1.700.000
1.600.000
1.500.000
1.400.000
1.300.000
300.000
200.000
1.200.000
1.100.000
1.000.000
900.000
200.000
800.000
100.000
700.000
600.000
500.000
400.000
0 100.000
300.000
200.0000
100.000
0
Eolico
Altro
0
[0,01-0,10) [0,10-0,20) [0,20-0,30) [0,30-0,40) [0,40-0,50) [0,50-0,60) [0,60-0,70) [0,70-0,80) [0,80-0,90)
Classi di prezzo (€/MWh)
0
Anno di Riferimento
quantità offerta
quantità assegnata
quanttà residua
prezzo base d'asta
prezzo minimo
prezzo max
prezzo medio ponderato
1+
[0,01-0,10) [0,10-0,20) [0,20-0,30) [0,30-0,40) [0,40-0,50) [0,50-0,60) [0,60-0,70) [0,70-0,80) [0,80-0,90)
0
[0,01-0,10) [0,10-0,20) [0,20-0,30) [0,30-0,40) [0,40-0,50) [0,50-0,60) [0,60-0,70) [0,70-0,80) [0,80-0,90)
Classi di prezzo (€/MWh)
Aste COFER/GO GSE
Le due sessioni d’asta COFER svolte dal GSE nel primo
trimestre 2013, di cui l’ultima, effettuata il 20 marzo 2013,
non ha registrato operatori partecipanti, hanno consentito
l’assegnazione di 1.000 COFER sul mercato su un totale di
Sessioni Aste_COFER_2013
[0,90-1)
sessione
d'asta 21
gennaio
2013
2012
Geotermoel
ettrico 2012 Eolico 2012 Altro
1.359
2.945.477
2.924.821
1.359
€ 0,11
2.945.477
€ 0,11
2.924.821
€ 0,11
[0,90-1)
[0,90-1)
1+
1+
43.726.627 COFER offerte.
Di seguito la tabella riassuntiva degli esiti delle aste COFER:
sessione d'asta
COFER 20
marzo 2013
2012
idroelettrico 2012 Solare
1.829.565
10.233.421
1.000
1.829.565
10.232.421
€ 0,11
€ 0,11
€ 0,12
€ 0,12
€ 0,12
2012
2012
2012
2012 Geotermo
Idroelettrico 2012 Altro
Solare
Eolico elettrico
totale
2.607.842
5.974.404 12.692.193 4.516.186
1.359 43.726.627
1.000
2.607.842
5.974.404 12.692.193 4.516.186
1.359 43.725.627
€ 0,06
€ 0,06
€ 0,06
€ 0,06
€ 0,06
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
Nel 2013, sono state effettuate due sessioni d’asta GO da
parte del GSE.
Anno di Riferimento
qtÃ
premiata
q.tà
2013_Altro_Febbraio
2013_Eolico_AltriMesi
2013_Altro_Gennaio
2013_Solare_Gennaio
2013_Solare_AltriMesi
2013_Idroelettrico_Gennaio
2013_Eolico_Febbraio
2013_Idroelettrico_Febbraio
2013_Solare_Febbraio
2013_Altro_AltriMesi
2013_Idroelettrico_AltriMesi
2013_Eolico_Gennaio
sessione d'asta GO 30
settembre 2013
2013_Altro_Febbraio
2013_Eolico_Febbraio
2013_Idroelettrico_Febbraio
2013_Idroelettrico_Gennaio
2013_Altro_AltriMesi
2013_Altro_Gennaio
2013_Solare_Gennaio
2013_Solare_AltriMesi
2013_Idroelettrico_AltriMesi
2013_Solare_Febbraio
2013_Eolico_Gennaio
2013_Eolico_AltriMesi
sessione d'asta GO 20
dicembre 2013
Totale aste GO 2013
640.293
3.051.902
702.822
576.092
8.217.797
323.903
744.203
282.743
773.506
3.657.528
2.521.377
943.071
6.000
-
22435237
654.962
744.617
289.595
331.270
6.089.158
714.589
578.678
12.679.753
3.554.797
777.903
943.194
4.060.701
6000
-
q.tà res.
640.293
3.051.902
702.822
576.092
8.217.797
323.903
744.203
282.743
773.506
3.651.528
2.521.377
943.071
Di seguito la tabella riepilogativa delle aste GO del GSE nel
2013.
qtà rifiutata
prezzo
0,19
0,21
0,17
0,17
0,21
0,17
0,19
0,19
0,19
0,21
0,21
0,17
prezzo minimo prezzo max
0,22
0,25
prezzo
medio
ponderato
0,23
22429237
654.962
744.617
289.595
331.270
6.089.158
714.589
578.678
12.679.753
3.554.797
777.903
943.194
4.060.701
31419217
0
31419217
53854454
6000
53848454
Si segnala, per un totale di 53.854.454 GO offerte in asta
dal GSE, le assegnate nella sessione del 30 settembre, sono
0,17
0,13
0,12
0,1
0,19
0,16
0,1
0,11
0,16
0,1
0,13
0,14
state 6.000 della tipologia 2013_Altro_AltriMesi ad un prezzo
medio di 0,23 €.
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
Mercato europeo delle unità di emissione
A cura del GME
■ Nel 2013 secondo le prime stime di Point Carbon Reuters
le Piattaforme di scambio delle Emissioni hanno gestito un
volume - in aumento per il nono anno consecutivo - di 9,48
miliardi di quote (9,25 miliardi di tonnellate di CO2 nel 2012, il
22% in più del 2011).
Le EUAs scambiate nel 2013 sono state pari a 8,86 miliardi d
unità (7,21 miliardi di EUAs nel 2012).
A fronte di un incremento nei volumi, dovuti, probabilmente,
all’uso delle aste nella distribuzione dei permessi, l’andamento
dei prezzi nei mercati delle Unità di Emissione risulta in
continua decrescita dal 2011 (la diminuzione del prezzo medio
dei permessi è stata pari a 11,2 €/ton del 2011 a 5,7 €/ton nel
2012 al €/tonn 4,52 nel 2013).
Il valore complessivo delle transazioni è sceso del 36% nel
2012 rispetto all’anno precedente, diminuendo ancora nel
2013 del 40% rispetto al 2012 (2,46 €/tonn il prezzo minimo
toccato dal contratto di riferimento nel mese di aprile 2013).
I prezzi hanno ceduto sino a raggiungere i livelli del 2008 a
causa dell’enorme offerta delle quote nel rispetto delle rigide
norme vigenti del sistema ET, mentre la recessione proseguita
anche durante il 2013, ha frenato la domanda.
EUA, mercato a pronti - settlement price settimanale (2013)
€/tCO2
EEX-EUEA
Di conseguenza il valore totale del mercato europeo è diminuito
di un terzo nel 2013 rispetto all’anno precedente, scendendo
a poco più di 36 miliardi di euro (49 miliardi dollari), mentre nel
momento del suo apice, nel 2011, valeva 148 miliardi dollari,
secondo i dati della Banca Mondiale.
Il consueto dettaglio dell’andamento dei prezzi del mese di
dicembre 2013, confrontato con il mese precedente, dimostra
che sono state scambiate sulle piattaforme europee 646.3
milioni di EUAs, in diminuzione del rispetto al mese precedente
(779,3 milioni di EUA a novembre - fonte Point Carbon).
Il contratto spot (ICE-ECX_EUA 08-12) ha chiuso le
contrattazioni sulla piattaforma di scambio ICE_ECX il 28
giugno a 4,39 €/tonn, e le rilevazioni dei prezzi settimanali
hanno successivamente fatto riferimento al settlement price
del contratto spot (EU Emission Allowances 2013-2020)
registrato sul mercato EEX, che per il mese di dicembre ha
evidenziato un andamento pari a 4,34 €/tonn a inizio mese e
4,91 €/tonn a fine mese.
Fonte: elaborazione GME su dati Thomson Reuters
ICE-ECX-EUA
7
6
5
4
3
2
1
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52
Settimane 2012 -2013
Settimane 2012-2013
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
(continua)
In relazione al consueto confronto mensile dei prezzi, nel mese
di dicembre si registra la scadenza del il contratto future di
riferimento, con consegna Dicembre 2013 (ICE ECX - EUA
DEC_13 – monthly) il 16 dicembre, chiudendo con settlement
price a 4,67 €/tonn (4,79 €/tonn la settimana precedente).
Il grafico sottostante rappresenta l’andamento medio
settimanale delle EUAs sino a scadenza 2013 sui maggiori
mercati europei.
EUA, mercato a termine, prezzi settimanali
Fonte: elaborazione GME su dati Thomson Reuters
NordPool
€/ t CO2
ECX
6
5
4
3
2
1
0
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
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Newsletter Settimane
2013
da pubblicare
2012-2013
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REPORT │ 2013
mercati per l'ambiente
Il crollo della domanda di energia: recessione e
cambiamento di mix produttivo, per ora poca efficienza
di Roberto Bianchini - REF-E
(continua dalla prima)
La previsione 2013 di Terna elaborata nel documento di
previsione 2012-2022 pubblicato lo scorso settembre vedeva
un progresso nella richiesta di energia elettrica compresa fra
lo 0.1% e l’1.1% funzione di una crescita del Pil dello 0.1% e
due distinte ipotesi di intensità elettrica. La previsione REF-E
ad inizio anno era di un arretramento della richiesta pari al
-1.1% guidato da un calo di pari entità dell’attività economica.
La contrazione dei consumi elettrici è stata in realtà molto più
profonda (-3.5% tra gennaio e novembre 2013), con un errore
di previsione assai più significativo rispetto a quello commesso
sul Pil. Scomponendo il dato medio di domanda elettrica nelle
due componenti trascinamento e variazione in corso d’anno
e correggendo per l’impatto delle temperature si osserva che
la riduzione dell’intensità è soprattutto un fenomeno che si è
determinato tra il 2012 e l’inizio del 2013. Al netto dell’effetto di
stagionalità il decremento dei consumi elettrici è quantificabile
infatti nell’intorno del 3%, scomponibile a sua volta in una
componente di trascinamento pari al -1.7% e una variazione
in corso d’anno del -1.3%, indice che il peggioramento nella
domanda vi è stato anche nel corso del 2013, ma anche che
la riduzione del fabbisogno per unità di prodotto si è via via
attenuata nel corso dei mesi (Figura 1).
Figura 1: Confronto consuntivo-previsioni richiesta energia elettrica
Figura 1. Confronto consuntivo-previsioni richiesta energia elettrica
(GWh)
consuntivo
REF-E previsione*
Terna previsione sviluppo**
Terna previsione base**
350000
345000
340000
335000
330000
325000
320000
315000
310000
2008
2009
2010
2011
2012
2013
* previsione pubblicata a ottobre dell'anno precedente
** rapporto di previsione della domanda elettrica pubblicato a settembre dell'anno precendente
Anche per quanto riguarda la domanda gas, le previsioni
hanno sottostimato la profondità della crisi: a fronte di un trend
in crescita assunto da Snam nel piano di sviluppo triennale
presentato a metà 2012 di circa l’1% all’anno e di previsioni
da parte degli istituti di ricerca di decremento della domanda
comprese fra il -1,5% e il -2%, il dato preconsuntivo dei primi
11 mesi dell’anno ha mostrato in realtà un calo molto più
consistente: -7%. A determinare la forte contrazione è stato in
larga parte il cambiamento nel mix di fonti per la generazione
elettrica: i consumi del comparto termoelettrico hanno registrato
un crollo del -18.5%, mentre il calo di consumi industriali (-1.5%)
è stato inferiore al calo complessivo della produzione industriale
(con un conseguente rimbalzo dell’intensità energetica per
il settore). Il crollo dei consumi di gas per la produzione di
energia elettrica è la conseguenza di tre distinti fenomeni: il
calo della domanda elettrica, l’incremento della produzione
da fonti rinnovabili non programmabili per l’ingresso di nuova
capacità (la quota di produzione sul totale sarà prossima al 15%
a chiusura d’anno) e le favorevoli condizioni metereologiche
per la produzione degli impianti idroelettrici (prossima ai 50
TWh a chiusura 2013, dato record degli ultimi anni), che hanno
determinato la riduzione dello spazio di mercato per gli impianti
alimentati da fonti fossili.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Il crollo della domanda di energia: recessione e
cambiamento di mix produttivo, per ora poca efficienza
(continua)
Ricomposizione dei consumi ed intensità energetica
La riduzione dell’intensità energetica in media rilevata
dall’andamento della domanda di gas ed elettricità rispetto al
Pil è quindi da ricercare quasi interamente nella dinamica del
comparto elettrico, dove a cambiare in modo profondo è stata
la composizione dei consumi sia tra settori che all’interno di
quelli industriali. Durante la fase negativa dell’ultimo biennio si
è consolidata la tendenza all’abbandono di alcune produzioni
prima significative nel nostro mix produttivo. Il peso dei settori
maggiormente consumatori di energia sul totale della produzione
industriale, già fortemente penalizzati dalla recessione 20082009, si è ulteriormente ridimensionato: nel 2013 le produzioni
di beni intermedi hanno totalizzato una ulteriore caduta del
6% rispetto all’anno precedente distanziandosi di oltre il 20%
rispetto ai livelli 2010 (Figura 2). Possiamo stimare che se nel
2005 le produzioni intermedie contribuivano secondo l’Istat
per il 37,5% sul totale della produzione industriale la loro quota
nel 2013 sia scesa di almeno 10 punti. Nel medesimo periodo
è crollato anche il peso di tali produzioni sul totale dei consumi
elettrici. All’interno del comparto infatti sono state quelle più
energy intensive ad avere subito le maggiori perdite nei livelli
d’attività: da un consumo medio di elettricità delle produzioni
di intermedi doppio rispetto al totale dell’industria, nel corso
degli ultimi anni il loro consumo medio unitario si è ridotto di 1/3
circa. Il crollo della domanda industriale di energia elettrica è
stata quindi la conseguenza della forte riduzione di produzione
dei comparti legati alla produzione di beni intermedi: oltre il
70% del calo dei consumi industriali sono ascrivibili a questo
settore.
Figura 2: Indice produzione industriale
Fonte: Istat
(media mobile 12 mesi, indice 2010=100)
Beni intermedi
Totale industria (escluse costruzioni)
140
130
120
110
100
90
di
c
ap -05
r
ag -06
odi 06
c
ap -06
r
ag -07
odi 07
c
ap -07
r
ag -08
odi 08
c
ap -08
r
ag -09
odi 09
c
ap -09
r
ag -10
odi 10
c
ap -10
r
ag -11
odi 11
c
ap -11
r
ag -12
odi 12
c
ap -12
r
ag -13
o13
80
A titolo esemplificativo si può ricordare come tra i comparti
produttivi ad alta intensità energetica che stanno abbandonando
l’Italia vi sia quello della raffinazione del petrolio. Il riassetto del
settore ha portato ad un crollo delle esportazioni di prodotti
raffinati (-18% in quantità dal 2010) parallelamente al crollo
delle importazioni (-19%). Il deficit commerciale del settore
ovviamente si è ridotto (le esportazioni in valore di prodotti
energetici sono 1/5 delle importazioni) a causa della caduta
dei consumi nazionali di prodotti energetici importati e
conseguentemente è migliorata la nostra posizione sull’estero:
la nostra dipendenza dall’estero dunque si è effettivamente
ridimensionata.
Se per l’industria la caduta dell’intensità elettrica è il risultato di
un effetto mix più che ad un vero risparmio energetico per unità
di prodotto nel settore dei servizi la dinamica è stata differente:
la domanda di elettricità è costantemente cresciuta nonostante
la caduta della attività.
Complessivamente l’analisi dei dati disaggregati mostra che
l’intensità energetica rispetto al Pil si è dunque certamente
ridimensionata, ma tale ridimensionamento non può essere
associato ai guadagni di efficienza nell’uso dell’energia cioè ad
una riduzione significativa dei contenuti di energia nei prodotti
che compriamo per usi finali, ma solo ad un cambiamento
strutturale dei settori e non dei processi produttivi.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Il crollo della domanda di energia: recessione e
cambiamento di mix produttivo, per ora poca efficienza
(continua)
Scenari per il 2014
Le previsioni elaborate da REF-E per il 2014 vedono una
ripresa della domanda di entrambi i settori. Per quanto riguarda
i consumi elettrici, il progresso atteso per il prossimo anno è
frutto sostanzialmente dell’andamento economico. A fronte
di una previsione di crescita del Pil pari allo 0.7% e di una
moderata crescita dell’intensità elettrica grazie alla fine della
fase recessiva, i consumi sono attesi in ripresa ad un tasso di
poco superiore all’1%. Tale previsione è in linea rispetto allo
scenario di sviluppo presentato da Terna nell’ultimo rapporto di
previsione (2013-2023) e diverge invece in modo significativo
rispetto a quello base. In quest’ultimo scenario il TSO ha
assunto un forte calo dell’intensità elettrica, a parità di Pil
rispetto allo scenario di sviluppo. La stagnazione dei consumi
elettrici implicherebbe non solo il cambiamento nella abitudini
di consumo nel comparto residenziale, ma anche consistenti
investimenti per rendere più efficienti i processi produttivi, con
conseguenze analoghe a quanto sta avvenendo in Germania.
In condizione di crescita economica, la Germania negli ultimi
anni è riuscita infatti a ridurre gradualmente il consumo procapite, proprio grazie agli incentivi all’efficienza energetica
sia a livello residenziale che industriale (Figura 3). Se nel
corso del medio termine una tendenza analoga ha una buona
probabilità di accadimento anche in Italia, la possibilità che nel
2014 vi sia una forte inversione del trend è, ad oggi, limitata.
Figura 3: Pil pro capite e consumo di energia elettrica pro capite annui
(USD, KWh)
Germania,PilPilpro
procapite
capite
Germania,
Italia,PilPilpro
procapite
capite
Italia,
Germaniaconsumo
consumoenergia
energia
Germania
Italiaconsumo
consumoenergia
energia
Italia
54900
54900
49900
49900
44900
44900
39900
39900
34900
34900
29900
29900
24900
24900
19900
19900
14900
14900
9900
9900
4900
4900
7500
7500
7000
7000
6500
6500
6000
6000
5500
5500
5000
5000
4500
4500
4000
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2005
2005 2006
2006 2007
2007 2008
2008 2009
2009 2010
2010 2011
2011 2012
2012 2013*
2013*
* *stima
stimabasata
basatasu
suconsensus
consensusdidimercato
mercato
Fonte:
elaborazione
REF-E
dati
Bank
Fonte:
elaborazione
REF-E
datiWorld
World
Banke eENTSO-E
ENTSO-E
Fonte: elaborazione
REF-E
dati World
Bank
e ENTSO-E
Anche la domanda gas è attesa in recupero, con tassi di
crescita più sostenuti rispetto al comparto elettrico e compresi
fra l’1% e il 2.5%. In questo caso a guidare la ripresa non
sono però i consumi industriali, quanto piuttosto quelli
termoelettrici. Assumendo infatti la crescita della domanda
elettrica, una produzione idroelettrica che ritorna in media
storica e un incremento contenuto, rispetto agli ultimi anni,
della capacità rinnovabile, si prevede un forte rimbalzo dei
consumi gas delle centrali con tassi di crescita nell’intorno
del 10%. Un ridimensionamento nella domanda di consumi
primari di gas per la generazione di calore in linea con i Piani
Energetici Nazionali non è ancora visibile nei numeri e deve
contare soprattutto su micro decisioni di famiglie ed imprese
di cui si hanno al momento poche evidenze.
Gli scenari per il 2014 non si basano quindi al momento
su una previsione di forte cambiamento di trend in
termini di efficienza nei consumi di energia. Processi di
efficientamento sono sicuramente avvenuti nel corso degli
ultimi anni come riposta alla crescente pressione competitiva
e al tentativo di recuperare marginalità da parte delle
imprese, ma non sembra di scorgere l’evidenza di un
cambio di paradigma nell’approccio all’uso dell’energia. Il
quadro macroeconomico interno estremamente debole e
il difficile accesso al credito anche per il prossimo anno
sono freni inevitabili agli investimenti necessari per un
significativo cambiamento nel modello di sviluppo.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Novità normative di settore
A cura del GME
ENERGIA ELETTRICA
■ Documento di consultazione AEEG 557/2013/R/
eel│“Mercato
dell'energia
elettrica.
Revisione
delle regole per il dispacciamento - Orientamenti
finali”│pubblicato il 5 dicembre 2013│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/dc/13/557-13.jsp
Con il documento di consultazione 5 dicembre 2013
557/2013/R/eel, l'AEEG, ha pubblicato i propri orientamenti
finali in merito alle proposte di revisione del Mercato dei Servizi
di Dispacciamento (nel seguito: MSD), dalla stessa formulate,
finalizzate, tra l’altro, a definire i criteri e le condizioni generali
alla base del meccanismo di selezione e remunerazione dei
servizi di flessibilità di cui all’art. 34, comma 7-bis, del DL
83/2012, convertito dalla Legge 7 agosto 2012, n. 134.
Il DCO in oggetto fa seguito al precedente DCO AEEG
508/2012/R/eel del 29 novembre 2012, ed è suddiviso in quattro
sezioni, l’ultima delle quali illustra gli orientamenti finali e le
proposte di intervento dell’AEEG sulle modalità di selezione e
remunerazione dei servizi di flessibilità funzionali alla gestione
dei processi di dispacciamento.
Segnatamente, nella quarta sezione del DCO, l’AEEG illustra le
soluzioni dalla stessa avanzate per la revisione del disegno del
MSD, anche al fine di migliorarne il funzionamento nell’attuale
contesto di mercato caratterizzato da elevata crescita produttiva
da Fonti Rinnovabili Non Programmabili (FRNP).
In particolare, allo scopo di garantire un maggior coordinamento
fra i mercati MI ed il MSD, il Regolatore delinea alcuni criteri
per consentire, senza ridurre il livello di sicurezza del sistema,
lo spostamento del termine di chiusura (gate closure) del
mercato infragiornaliero più a ridosso del tempo reale di
consegna, citando peraltro le relative disposizioni contenute
nell’adottando Codice di Rete europeo Cacacity Allocation
Congestion Managment (CACM).
Il termine di chiusura della consultazione in oggetto è fissato
dall’AEEG al 3 febbraio 2014.
■ Delibera 19 dicembre 2013 609/2013/R/eel│“Verifica di
conformità della convenzione fra la società Terna S.p.a. e
la società Gestore dei Mercati Energetici e approvazione
degli accordi di market coupling sull’interconnessione
Italia-Slovenia”│pubblicata il 20 Dicembre 2013│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/13/609-13.htm
Con la delibera de quo, il Regolatore ha approvato il nuovo
schema regolatorio 2014 per il proseguo del progetto di Market
Coupling fra Italia e Slovenia.
Segnatamente, rispetto alla precedente struttura del MC It-Si
2013, le modifiche apportate allo schema di riferimento hanno
previsto:
• l’estensione del progetto per tutto il 2014 nonché, su
esplicita richiesta formulata congiuntamente dalle Autorità di
Regolazione Italiana e Slovena, il mantenimento dello stesso
fino alla completa integrazione operativa nell’ambito del più
ampio progetto regionale di coupling denominato Italian
Borders Working Table (IBWT);
• il trasferimento, lato Slovenia, dal Gestore di rete (ELES) alla
borsa elettrica (BSP), delle attività relative all’assolvimento del
ruolo di controparte centrale per i flussi commerciali derivanti
dal coupling;
• un nuovo schema per la distribuzione tra le due controparti
centrali (GME, lato Italia, BSP, lato Slovenia) della componente
Rendita da Congestione da trasferire su base nazionale ai
rispettivi Gestori di Rete.
L’AEEG, con il provvedimento in oggetto, ha pertanto
approvato:
• le modifiche agli accordi quadro Master e Pentalateral
Agreement, elaborate nell’ambito del working group attivo sul
progetto;
• i conseguenti adeguamenti apportati alla Convenzione in
essere fra GME e CCSE per la gestione dei pagamenti relativi
alle importazioni/esportazioni di energia ed alle procedure di
distribuzione delle rendite da congestione risultanti dal market
coupling;
• il nuovo schema di Bilateral Agreement fra Controparti Centrali
di progetto, GME lato Italia ed BSP, lato Slovenia, redatto in
sostituzione del precedente omologo contratto in essere fra
GME ed il Gestore di Rete Sloveno (cfr. ELES).
Con la medesima delibera, l’Autorità ha inoltre approvato il
rinnovo dello schema di Convenzione fra GME e Terna, redatta
ai sensi della deliberazione n.111/06, che risultava in scadenza
al 31 dicembre u.s..
Nell’ambito di tale rinnovo, oltre alla conferma delle procedure
tecniche GME-TERNA per la gestione delle attività di
coordinamento relative al mercato MGP ed alla Piattaforma
Conti Energia (PCE), con specifico riferimento ai processi di
market coupling, sono state confermate anche le procedure
relative al:
• versamento a Terna, su base mensile, della rendita da
congestione risultante dal market coupling per tutte le ore
del mese in cui viene a realizzarsi, in valore assoluto, un
differenziale di prezzo fra il mercato del giorno prima Italiano
e quello Sloveno;
• versamento, da parte di Terna a GME, degli importi pari agli
interessi passivi che il GME stesso dovrà corrispondere a CCSE
per l’anticipazione dei pagamenti effettuati da quest’ultima
in relazione alle importazioni di energia risultanti dal market
coupling;
• specularmente al punto precedente, il versamento a Terna
da parte del GME degli importi pari agli interessi attivi che
quest’ultimo riceve da CCSE in relazione alle esportazioni di
energia risultanti dal market coupling.
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
A completamento si rappresenta che il rinnovato schema di
Convenzione GME-TERNA ha assunto validità ed efficacia a
partire dal 1 gennaio 2014 e fino al termine dell’anno solare in
corso, intendendosi tacitamente rinnovato di anno in anno salvo
esplicita volontà contraria espressa, nei limiti e nel rispetto delle
norme al tempo vigenti, da ciascuna delle due controparti.
GAS
■ Delibera 19 dicembre 2013
616/2013/R/gas│
“Approvazione dei corrispettivi per l’anno 2014 per la
partecipazione alla Piattaforma per il bilanciamento i merito
economico del gas naturale e del contributo previsto dalla
Disciplina del mercato del gas”│pubblicata il 20 dicembre
2013│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/13/616-13.htm
Con il provvedimento in oggetto, l’AEEG ha approvato
rispettivamente per l’anno 2014 la misura dei corrispettivi per
la partecipazione alla piattaforma del bilanciamento di merito
economico (PB-GAS) di cui all’articolo 7, comma 7.1 del
Regolamento della PB-GAS nonché la misura del contributo
applicato all’energia negoziata sul MGAS di cui all’articolo
8, comma 8.1 della Disciplina del mercato del gas naturale,
riscosso dal GME e destinato ad alimentare il Fondo MGAS
istituito presso CCSE e dalla stessa gestito.
Fermo restando l’eventuale aggiornamento dei predetti
corrispettivi nonché della misura del contributo a seguito
dell’integrazione del mercato del bilanciamento di merito
economico nell’ambito del MGAS in attuazione delle
disposizioni di cui alla deliberazione 446/2013/R/GAS, l’AEEG
ha approvato pertanto le seguenti proposte di valorizzazione
avanzate dal GME:
• la conferma anche per l’anno 2014 della misura del contributo
relativo all’anno 2013 posto pari a 0,0025 €/MWh;
• in analogia a quanto previsto per l’anno 2013, l’applicazione
del solo corrispettivo variabile applicato ad ogni GJ negoziato
pari a 0,003 €/GJ (il corrispettivo fisso annuo ed il corrispettivo
di accesso sono pertanto posti pari a zero).
Con la medesima deliberazione, l’AEEG ha altresì espresso
parere favorevole nei confronti del MiSE in merito alle proposte
di modifica urgenti apportate dal GME alla Disciplina del
mercato del gas naturale (MGAS) ai sensi dell’art. 3 comma
3.6 della medesima Disciplina - necessarie a garantire il
corretto ed ordinato svolgimento delle negoziazioni sul MGAS
nonché a recepire le disposizioni di cui alla deliberazione
365/2013/R/GAS - tramesse dal GME al MiSE per la relativa
approvazione.
■
Delibera
19
dicembre
2013
625/2013/R/
gas│“Disposizioni
in
materia
di
offerta
di
servizi di flessibilità da parte delle imprese di
rigassificazione”│pubblicata 19 dicembre 2013│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/13/625-13.htm
Facendo seguito a quanto previsto dall’AEEG
con
deliberazione 552/2013/R/GAS - recante disposizioni urgenti
in materia di bilanciamento di merito economico del sistema del
gas naturale volte ad evitare il reiterarsi di situazioni analoghe
a quelle che si sono verificate nell’ambito del comparto G-1
della PB-GAS negli ultimi giorni del mese di novembre 2013
- Stogit ha trasmesso all’AEEG, per opportuna valutazione,
i criteri in base ai quali è stata determinata la massima
prestazione di erogazione giornaliera da stoccaggio (MPEA)
aggiuntiva rispetto ai valori contrattualmente definiti, ai sensi
della deliberazione 353/2013/R/GAS.
Con il provvedimento in oggetto, l’AEEG ha disposto che, ai fini
della determinazione della MPEA, Stogit proceda al ricalcolo
del predetto valore rimuovendo i vincoli non strettamente
necessari ai fini della sicurezza del sistema, ovvero che:
• la MPEA risulti non superiore al rapporto tra i volumi
corrispondenti a minori erogazioni consuntivate da stoccaggio
rispetto ai limiti definiti dal decreto del MiSE del 15 febbraio
2013 ed un periodo temporale pari a 28 giorni;
• la MPEA risulti non superiore, limitatamente ai mesi di
novembre e dicembre, alle capacità conferite per il mese
successivo tenuto conto del relativo fattore di adeguamento.
■ Delibera 19 dicembre 2013 615/2013/R/gas│“ Disciplina
delle modalità per il dispacciamento e il riconoscimento
dei costi delle unità termoelettriche essenziali al sistema
gas.”│pubblicata il 20 dicembre 2013│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/13/615-13.htm
In attuazione di quanto disposto all’art. 38bis del decreto legge
83/12 recante disposizioni in merito alla riduzione del consumo
di gas naturale nel settore termoelettrico nelle situazioni
di emergenza gas, il MiSE ha adottato, con decreto del 13
settembre 2013, le disposizioni funzionali alla selezione degli
impianti termoelettrici con potenza superiore 300 MW che
garantiscono la propria disponibilità ad entrare in esercizio,
per il solo periodo di tempo necessario al superamento delle
suddette situazioni di emergenza, nel periodo critico per la
sicurezza del sistema gas (1 gennaio - 31 marzo di ciascun
anno termico).
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
Facendo seguito a quanto disposto all’art. 38bis, comma
5 del decreto legge 83/12, con il provvedimento in oggetto
l’AEEG ha stabilito le modalità di dispacciamento dell’energia
elettrica prodotta dalle unità essenziali per la sicurezza
del sistema gas per l’anno termico 2013-2014, individuate
secondo la procedura di cui al decreto del Ministero dello
Sviluppo economico del 13 settembre 2013, nonché le
modalità di riconoscimento dei costi sostenuti (costo fisso
e costo variabile) in ciascun anno termico per assicurare la
disponibilità delle medesime unità durante il predetto periodo
critico per la sicurezza del sistema gas.
Con riferimento alle modalità di dispacciamento delle unità
essenziali per la sicurezza del sistema gas, l’AEEG ha
disposto che durante il periodo di emergenza gas, per ogni
periodo rilevante del mercato elettrico, l’energia elettrica
prodotta da tali unità sia offerta:
• in vendita su MGP ad un prezzo pari al Corrispettivo variabile
(riconosciuto dall’AEEG a remunerazione del costo variabile
sostenuto dall’unità essenziale)
• in vendita su MI ad un prezzo pari al corrispettivo variabile;
• in vendita ed in acquisto su MSD ad un prezzo pari al
Corrispettivo variabile.
In ogni periodo rilevante incluso nel periodo di emergenza
gas, a prescindere dall’ordine di merito economico delle
offerte, Terna dovrà riconoscere alle offerte accettate in
vendita su MSD, afferenti alle unità essenziali per la sicurezza
del sistema gas, il maggior valore tra il Corrispettivo variabile
ed il Costo Varabile Virtuale (definito ai sensi dell’art. 4
dell’Allegato A della delibera 615/2013/R/GAS). Per il solo
anno 2014, Terna dovrà pertanto remunerare le offerte in
vendita accettate a un prezzo pari al prezzo di offerta, a
titolo di acconto salvo conguaglio da effettuarsi entro il 31
dicembre 2014 (in sede di conguaglio la remunerazione da
riconoscere alle predette offerte sarà pari al maggior valore
il Costo Varabile Virtuale limite, di cui all’art. 4, comma 4.6
dell’Allegato A della deliberazione 615/2013/R/GAS, ed il
Corrispettivo Variabile).
Fatto salvo quanto previsto dalla vigente disciplina in materia di
corrispettivi di sbilanciamento effettivo per il mercato elettrico,
nei casi in cui si verifichi una situazione di indisponibilità delle
unità essenziali per la sicurezza del sistema gas, l’utente del
dispacciamento è tenuto a versare a Terna, per ogni periodo
rilevante, una penale pari al prodotto tra il costo variabile
virtuale e la potenza risultata indisponibile. In ogni caso
l’ammontare complessivo delle penali da corrispondere a
Terna non può essere superiore ad un limite massimo posto
pari al costo fisso riconosciuto dall’AEEG a ciascuna unità
essenziale.
Per quanto concerne il riconoscimento dei costi sostenuti
per assicurare la disponibilità produttiva delle predette unità
essenziali per la sicurezza del sistema gas, l’AEEG ha stabilito
che per ciascuna unità essenziale:
• il costo variabile riconosciuto sia pari al minor valore tra il
Corrispettivo variabile ed il costo variabile accertato dall’AEEG
secondo i criteri di cui all’art.65 della deliberazione 111/06;
• il costo fisso riconosciuto sia determinata in misura pari al
minor valore tra il Corrispettivo fisso ed il costo fisso accertato
dall’AEEG secondo i criteri di cui all’art. 65 della deliberazione
111/06.
Per il solo anno 2013 lo schema di contratto per il servizio di
contenimento dei consumi gas, che Terna ed i soggetti titolari
di unità essenziali per la sicurezza del sistema gas sono tenuti
a sottoscrivere, sarà predisposto e trasmesso dalla medesima
all’AEEG per la relativa approvazione entro il 30 dicembre
2013 (laddove l’AEEG non si pronunci entro i successivi 3
giorni lo schema di contratto s’intenderà approvato) Per gli
anni successivi al 2013 il predetto schema di contratto dovrà
essere predisposto entro 10 giorni dall’approvazione della
lista delle unità essenziali da parte del MiSE ed inviato per
l’approvazione all’AEEG.
■ Delibera 19 dicembre 2013 620/2013/R/gas│“
Disposizioni in materia di copertura dei costi connessi
alla disponibilità di unità termoelettriche essenziali per la
sicurezza del sistema del gas”│pubblicata il 20 dicembre
2013│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/13/620-13.htm
Con il provvedimento in oggetto, l’AEEG ha stabilito che gli
oneri connessi alla disponibilità degli impianti termoelettrici
essenziali per la sicurezza del sistema gas, di cui al decreto
legge 83/12 e selezionati per l’anno termico 2013-2014
secondo la procedura individuata dal MiSE nel decreto del
13 settembre 2013, siano erogati, in esito al procedimento
funzionale al loro riconoscimento da parte dell’AEEG, a valere
sul fondo per l’interrompibilità del sistema gas istituito presso
CCSE con deliberazione 297/05 ed alimentato dal corrispettivo
unitario variabile (CVI), applicato come maggiorazione del
corrispettivo variabile di trasporto ai quantitativi di gas immessi
nella rete nazionale di trasporto del gas naturale.
Con riferimento alla determinazione del predetto corrispettivo,
l’AEEG ha altresì stabilito che il valore dello stesso sia
aggiornato con almeno 6 mesi di anticipo rispetto alla sua
applicazione e pertanto sia posto pari, a decorrere dal 1 luglio
2014, a 0,001 €/Smc.
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
■ Delibera 27 dicembre 2013 645/2013/E/gas│“ Intimazione
alla Società Snam Rete Gas S.p.A. in materia di
bilanciamento di merito economico del sistema del gas
naturale”│pubblicata il 30 dicembre 2013│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/13/645-13.htm
ConCon il provvedimento in oggetto, l’AEEG ha disposto
che SRG provveda, entro il termine del 1 febbraio 2014, a
dare esecuzione agli adempimenti di cui alle deliberazioni
446/2013/R/GAS, 520/2013/R/GAS e 552/2013/R/GAS, al
fine di rendere disponibili alla negoziazione, nell’ambito del
comparto G-1 della PB-GAS, ulteriori risorse flessibili di gas
rispetto all’import.
In dettaglio, l’AEEG, con le predette deliberazioni, nel
delineare un processo evolutivo della sessione di mercato
locational mediante l’inclusione di ulteriori risorse flessibili di
gas, ha investito il responsabile del bilanciamento del compito
di:
• formulare una proposta relativa alle modalità con le quali
la flessibilità consentita dalla gestione del gas presente nella
rete di trasporto (linepack) possa essere resa disponibile
nell’ambito del comparto G-1 della PB-GAS dal responsabile
del bilanciamento (ivi inclusa la determinazione di una
funzione di costo da applicare alle offerte presentate dagli
operatori in relazione a tale risorsa);
• formulare una proposta inerente la messa a disposizione
nell’ambito del mercato locational delle prestazioni di
erogazioni da stoccaggio aggiuntive rispetto ai limiti
contrattualmente definiti (ivi inclusa la determinazione di una
funzione di costo da applicare alle offerte presentate dagli
operatori in relazione a tale risorsa);
• rendere disponibili nell’ambito della sessione locational
le prestazioni di iniezione/erogazione da stoccaggio non
utilizzate per il bilanciamento operativo della rete di trasporto
nazionale (ivi inclusa la determinazione della relativa funzione
di costo da applicare alle offerte presentate dagli operatori in
relazione a tale risorsa);
• adottare le misure necessarie per rendere disponibili
nell’ambito del comparto G-1 della PB-GAS, in coordinamento
con il GME, EdisonStoccaggi e le imprese di rigassificazione,
le risorse flessibili (GNL, e stoccaggio) dalle medesime
gestite.
L’AEEG, non riscontrando elementi ostativi all’attuazione
tempestiva degli adempimenti sopra richiamati, ha pertanto
disposto che SRG si adoperi per consentire l’effettiva
operatività delle misure proposte entro il termine su indicato
del 1 febbraio 2014.
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Gli appuntamenti
16 gennaio
Politica energetica europea e programma Horizon 2020
Roma, Italia
Organizzatore: Federesco
www.federesco.com
28-30 gennaio
European Unconventional Gas Summit 2014
Vienna, Austria
Organizzatore: the Energy Exchange
www.theenergyexchange.com.
17-18 gennaio
2014 International Conference on Power and Energy
Engineering (ICPEE 2014)
Chennai, India
Organizzatore: SAISE
www.saise.org
28-30 gennaio
3rd International Conference Grid Integration of
Offshore Wind Energy 2014
Bremen, Germania
Organizzatore: IQPC
http://www.grid-integration-wind.com/default.aspx
20 gennaio
Giornate di studio degli Affari Giuridici dell’Autorità per
l’energia elettrica e il gas
Milano, Italia
Organizzatore: Autorità per l’energia elettrica il gas ed il
sistema idrico
Organizzatore: www.autorita.energia.it
29 gennaio
Integrating Employment and Environmental Policies
Across Europe
Brussel, Belgio
Organizzatore: Unione Europea
http://www.eea.europa.eu/events/green-growth-green-jobs
21 gennaio
HSE Med 2014 Summit
Firenze, Italia
Organizzatore: IRN
www.hsemedsummit.com
29-30 gennaio
SmartSec Europe 2014: End-to-End Cyber Security for
the Smart Grid
Amsterdam, Paesi bassi
Organizzatore: Phoenix Forums
www.smartsec-europe.com
22 gennaio
CEER Annual Conference
Brussels, Belgio
Organizzatore: CEER
www.ceer.eu
30 Gennaio
Global Climate Finance Landscape 2013
Venezia, Italia
Organizzatore: Fondazione Enrico Mattei
www.feem.it
22 e 23 gennaio
Il rischio di controparte nelle società del settore energia
Modifiche regolamentari, contrattualistica, valutazione e
gestione del rischio di credito e di controparte
Milano, Italia
Organizzatore: Academy London Stock Exchange
www.academy.londonstockexchange.com
30 gennaio
Elettricità futura - Crescita sostenibile e sviluppo del
settore elettrico
Roma, Italia
Organizzatore: Assoelettrica
www.assoelettrica.it
23-26 gennaio
FIERA KLIMAHOUSE 2014
Bolzano, Italia
Organizzatore: Fiera di Bolzano
www.fierabolzano.it/klimahouse
11-13 febbraio
Middle East Electricity
Dubai, EAU
Organizzatore: Informa Exhibitions
http://atnd.it/15OEPnV
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APPUNTAMENTI
appuntamenti
Gli appuntamenti
12 febbraio
Fine di un epoca? Dal petrolio alle fonti rinnovabili, le
nuove sfide dell’energia
Roma, Italia
Organizzatore: AIEE, Staffetta Quotidiana, Fondazione
Energia
[email protected]
12-13 febbraio
Power Transmission Tech 2014
Amsterdam, Olanda
Organizzatore: ACI
http://www.wplgroup.com/aci/conferences
13-16 febbraio
Future Build
Parma, Italia
Organizzatore: Fiera di Parma
http://www.futurebuild.it/notizia/103/future-build-smart-forum/
13-14 febbraio
2nd Annual Conference of the Italian Association of
Environmental and Resource Economists (IAERE)
Milano, Italia
Organizzatore: IAERE
[email protected]
17-18 febbraio
Floating LNG
Londra, Regno Unito
Organizzatore: SMi Group Ltd
http://atnd.it/1beyQde
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APPUNTAMENTI
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Pubblicazione mensile in formato elettronico
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Prezzomedio art.3 c.1 lettera b)

Finanzia il Fondo per il Clima con EKOenergia

RAPPORTO MENSILE Italia – Gennaio 2015

Energy Monthly Report

RAPPORTO MENSILE Italia – Febbraio 2015

Cogenerazione generico

Leggi il documento - Energia Concorrente

Rilevazione prezzi energia e gas naturale III trimestre

Disposizione Tecnica di Funzionamento (DTF) MPE n. 11 rev