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.
68
FEBBRAIO '14
approfondimenti
Nuovo pacchetto Clima-Energia e target al 2030
di Emanuele Vendramin (RIE)
In questi giorni la Commissione europea ha messo sul
tavolo le sue proposte per il nuovo Pacchetto clima-energia.
Il documento, di consultazione pubblica, stabilisce i nuovi
obiettivi climatici al 2030 estendendo quanto previsto dal
primo pacchetto clima-energia al 2020 e si posiziona come
tappa intermedia per conseguire gli obiettivi di lungo termine
previsti dalla Roadmap 2050 (che prevedono una riduzione
delle emissioni compresa tra l’80-95% entro il 2050). Dei tre
obiettivi ambientali previsti al 2020, rimangono il taglio delle
emissioni di gas serra, innalzato al 40% rispetto al livello del
1990, e la quota percentuale di rinnovabili nel mix energetico,
che sale al 27% dei consumi finali lordi, mentre viene per ora
accantonato ogni ulteriore impegno sull’efficienza energetica.
Il lavoro della Commissione segue di qualche settimana
quello presentato dall’Europarlamento in cui, di concerto, le
commissioni Industria ed Energia (ITRE) e Ambiente e Salute
(ENVI) indicavano come target climatici al 2030: la riduzione
delle emissioni del 40% rispetto al 1990, l’incremento della
percentuale di fonti rinnovabili fino al 30% del mix energetico
e l’incremento del 40% dell’efficienza energetica. Sebbene gli
obiettivi fissati della Commissione risultino meno ambiziosi
rispetto a quelli richiesti dal Parlamento europeo, la versione
finale del documento è stata molto dibattuta, superando i forti
contrasti interni emersi tra i diversi commissari, cinque dei quali
(tra cui quello all’energia, Günther Ottinger, quello all’industria,
Antonio Tajani e quello all’Economia Olli Rehn) spingevano per
misure meno drastiche con taglio emissivo del 35% al 2030. La
Commissione invita l’Europarlamento ed il Consiglio europeo
ad una rapida approvazione del pacchetto entro fine 2014. In
tal modo l’Europa darebbe un immediato segnale agli investitori
e sarebbe in grado di presentarsi con una visione univoca e di
lungo periodo ai prossimi negoziati internazionali per un nuovo
accordo mondiale sul clima che si terranno a Parigi a fine
2015 con la speranza di ottenere dai grandi Paesi emettitori
(soprattutto Cina e Stati Uniti) ambiziosi impegni climatici tali
da contenere l’incremento della temperatura terrestre entro i
2 °C.
Le proposte contenute nel Pacchetto
Il documento presentato dalla Commissione articola nel
dettaglio i nuovi obiettivi climatici ed inoltre presenta una serie
di misure che riguardano: la riforma del mercato dei permessi
di emissione (ETS), il completamento e l’integrazione del
mercato europeo dell’elettricità e del gas, i costi dell’energia
per i consumatori finali e la sicurezza nelle forniture di elettricità
e gas.
Il primo obiettivo proposto riguarda il taglio entro il 2030 del 40%
(rispetto al 1990) delle emissioni di gas serra. Tale risultato va
conseguito tramite una riduzione del 43% (rispetto al 2005) delle
emissioni prodotte dai settori rientranti nell’Emissions Trading
Scheme, con un aumento del fattore di riduzione annuo che
passa dall’attuale 1,74% al 2,2%, ed una contestuale riduzione
del 30% (rispetto al 2005) delle emissioni dei settori non-ETS.
Come per il primo pacchetto clima-energia, responsabili del
rispetto del target imposto ai settori non-ETS saranno gli Stati
membri dell’Unione a cui verranno attribuiti degli obiettivi
differenziati definiti in base al livello di PIL pro-capite, mentre i
permessi per le installazioni rientranti nell’ETS saranno allocati
in maniera centralizzata dalla Commissione.
continua a pagina 26
in questo numero
■ REPORT/ GENNAIO 2014
■ APPROFONDIMENTI
Mercato elettrico Italia
pag 2
Mercato gas Italia
pag 10
Mercati energetici Europa
pag 14
Mercati per l'ambiente
pag 18
Nuovo pacchetto Clima-Energia e
target al 2030.
di Emanuele Vendramin (RIE)
pagina 26
■ NOVITA' NORMATIVE
pagina 29
■ APPUNTAMENTI
pagina 33
Gli esiti del mercato elettrico
A cura del GME
■
Il 2014 si apre con una domanda di energia elettrica ancora
depressa ed in calo, con gli scambi nel Mercato del Giorno Prima
(33.275 MWh medi orari) mai così in basso a gennaio. Con le
importazioni di energia dall’estero, ferme pressappoco sui livelli
degli anni precedenti, non pare arrestarsi la caduta degli acquisti
e delle vendite nazionali, ad eccezione, per queste ultime, degli
impianti a fonte rinnovabile che continuano ad esibire tassi di
crescita in doppia cifra. La liquidità del mercato, pressoché
stabile negli ultimi sei mesi, cede però 12,1 punti percentuali su
gennaio 2013, attestandosi a 63,0%. Il prezzo di acquisto
dell’energia nella borsa elettrica (PUN), in calo sia rispetto a
dicembre che su base annua, segna un minimo assoluto per il
mese di gennaio a quota 59,27 €/MWh. I prezzi di vendita zonali
evidenziano una sostanziale convergenza ad eccezione della
Sicilia che conferma lo spread con le altre zone. Nel Mercato a
Termine dell’energia elettrica, in calo i prezzi dell’Annuale 2015
e dei prodotti con consegna più ravvicinata.
MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP)
Il prezzo medio di acquisto (PUN), dopo il rialzo di dicembre,
torna a segnare una netta flessione, sia congiunturale (-10,01
€/MWh; -14,5%) che tendenziale (-5,22 €/MWh; -8,1%),
portandosi a 59,27 €/MWh, minimo storico per il mese di
gennaio. L’analisi per gruppi di ore rivela un ribasso su base
annua di 6,60 €/MWh (-8,7%) nelle ore di picco e di 4,07 €/
MWh (-7,0%) nelle ore fuori picco, con prezzi attestatisi
rispettivamente a 69,47 e 54,05 €/MWh, ed il rapporto picco/
baseload stabile a quota 1,17 (Grafico 1 e Tabella 1).
Tabella 1: MGP, dati di sintesi
Fonte: GME
Prezzo medio di acquisto
Baseload
2014
2013
€/MWh
€/MWh
59,27
64,49
Volumi medi orari
Variazione
€/MWh
Borsa
%
MWh
-5,22
-8,1%
20.966
Liquidità
Sistema Italia
Var.
-18,5%
2014
2013
75,1%
MWh
Var.
33.275
-2,8%
63,0%
Picco
69,47
76,07
-6,60
-8,7%
26.081
-16,5%
41.592
-1,9%
62,7%
73,7%
Fuori picco
54,05
58,12
-4,07
-7,0%
18.347
-19,2%
29.015
-2,5%
63,2%
76,2%
Minimo orario
Massimo orario
6,94
92,86
29,82
107,60
52,5%
76,5%
68,7%
80,6%
10.983
30.648
19.322
46.457
Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN)
82,0%
€/MWh
75
78,0%
70
75,1% 74,6%
64,49
62,97
65
74,0%
77,3%
78,1%
40
62,0%
prezzo di acquisto
75
77,9%
69,28
76,0%
66,86
65,01
61,03
64,72
64,37
60
45
61,73
30
54,89 56,24
70,0%
55
50
79,6%
variazione tendenziale (scala dx)
63,98
60
66,0%
45
Fonte: GME
59,27
2,29
-15,37
gen
gen
-26,07
feb
feb
-11,34
mar
mar
-11,68
apr
apr
-15,07
mag
mag
-21,64
giu
giu
2013
2013
-15,35
lug
lug
-20,62
63,6%
ago
ago
65,6%
-12,04
-1,49
-2,35
63,0% 63,3%
set
set
ott
ott
63,8%
nov
nov
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 8 │ P A G I N A 2
dic
dic
15
0
-5,22
63,0%
gen
gen
2014
2014
-15
-30
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato elettrico italia
(continua)
I prezzi medi di vendita, in calo in tutte le zone, sia rispetto
al mese precedente che su base annua, evidenziano una
sostanziale convergenza, ad eccezione della Sicilia. Il prezzo
di vendita dell’isola, pari a 77,30 €/MWh, benché ai minimi da
aprile 2013, resta decisamente più alto rispetto a quello delle
altre zone, oscillato tra 58,49 €/MWh della Sardegna e 56,18 €/
MWh del Sud (Grafico 2).
Grafico 2: MGP, prezzi di vendita
Nord
Centro Nord
Fonte: GME
Centro Sud
Sud
Sicilia
Sardegna
€/MWh
111
103
95
87
79
71
63
55
47
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
2013
giu
lug
ago
set
ott
nov
2014
dic
gen
feb
mar
I volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia, con
2012
2013
una flessione su base annua del 2,8%, scendono a 24,8
milioni di MWh, livello mai raggiunto nel mese di gennaio.
L’energia scambiata nella borsa elettrica, pari a 15,6 milioni di
MWh, subisce una pesante contrazione tendenziale (-18,5%)
rispetto ai livelli record raggiunti nella prima metà del 2013
nel mercato organizzato. Per contro gli scambi over the
Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica
MWh
Borsa
Operatori
GSE
Zone estere
Borsa
Operatori
GSE
15.599.018
8.867.854
3.451.886
3.279.278
Zone estere
Saldo programmiSaldo
PCE programmi PCE
-
PCE (incluso MTE)
9.157.555
PCE (incluso MTE)
Zone estere
Zone estere
1.224.996
Zone nazionali Zone nazionali 7.932.560
Saldo programmiSaldo
PCE programmi PCE
VOLUMI VENDUTI
24.756.573
VOLUMI VENDUTI
VOLUMI NON VENDUTI
20.935.347
VOLUMI NON VENDUTI
OFFERTA TOTALE
45.691.920
OFFERTA TOTALE
Fonte: GME
Variazione
MWh
Struttura
Variazione
-18,5%
15.599.018
-24,9%
8.867.854
-8,6%
3.451.886
-7,5%
3.279.278
+44,4%
9.157.555
+26,6%
1.224.996
+47,7%
7.932.560
63,0%
-18,5%
35,8%
-24,9%
13,9%
-8,6%
13,2%
-7,5%
0,0%
-
37,0%
+44,4%
4,9%
+26,6%
32,0%
+47,7%
-
apr
counter registrati sulla PCE e nominati su MGP, pari a 9,2
milioni di MWh, con un aumento di ben 44,4 punti percentuali,
si attestano ai massimi da oltre un anno (Tabelle 2 e 3). La
liquidità del mercato, pressoché stabile negli ultimi sei mesi,
cede però 12,1 p.p. su gennaio 2013, portandosi a 63,0%
(Grafico 3).
Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica
MWh
Struttura
Borsa
Borsa
63,0%
Acquirente UnicoAcquirente Unico
35,8%
Altri operatori
13,9%
Pompaggi
13,2%
Altri operatori
Pompaggi
15.599.018
3.118.998
7.537.254
4.048
Zone estere
296.078
0,0%
Zone estere
Saldo programmiSaldo
PCE programmi PCE
4.642.639
PCE (incluso MTE)
PCE (incluso MTE)
37,0%
Zone estere
4,9%
Zone estere
9.157.555
16.500
Zone nazionali AU
32,0%
Zone nazionali AU 3.234.780
Zone nazionali altri
operatori
10.548.915
Zone
nazionali altri operatori
Saldo programmiSaldo
PCE programmi PCE
-4.642.639
Variazione
MWh
Struttura
Variazione
-18,5%
15.599.018
+1,6%
3.118.998
-11,2%
7.537.254
-80,8%
4.048
-25,0%
296.078
-35,2%
4.642.639
63,0%
-18,5%
12,6%
+1,6%
+44,4%
9.157.555
+64,2%
16.500
-16,8%
3.234.780
+9,9%
10.548.915
37,0%
+44,4%
0,1%
+64,2%
30,4%
-11,2%
0,0%
-80,8%
1,2%
-25,0%
18,8%
-35,2%
Struttura
63,0%
12,6%
30,4%
0,0%
1,2%
18,8%
37,0%
0,1%
13,1%
-16,8%
42,6%
+9,9%
13,1%
100,0%
42,6%
-4.642.639
100,0%
-2,8%
VOLUMI ACQUISTATI
24.756.573
VOLUMI ACQUISTATI
100,0%
-2,8%
24.756.573
100,0%
-2,8%
-14,2%
20.935.347
-14,2%
VOLUMI NON ACQUISTATI
3.219.131
VOLUMI NON ACQUISTATI
+8,8%
3.219.131
+8,8%
-8,4%
45.691.920
-8,4%
DOMANDA TOTALE
DOMANDA TOTALE27.975.704
-1,6%
27.975.704
-1,6%
-2,8%
24.756.573
Fonte: GME
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 8 │ P A G I N A 3
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato elettrico italia
(continua)
Grafico 3: MGP, liquidità
Fonte: GME
82,0%
77,3%
78,0%
75,1%
78,1%
79,6%
77,9%
76,0%
74,6%
74,0%
70,0%
66,0%
63,6%
65,6%
63,0% 63,3%
63,8%
63,0%
62,0%
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
2013
Gli acquisti nazionali di energia elettrica segnano l’ennesimo
calo tendenziale (il diciassettesimo) scendendo a 24,4
milioni di MWh (-2,5%). A livello zonale pressoché stabili
gli acquisti del Nord e della Sardegna, in controtendenza
al Sud (+6,0%). In flessione anche gli acquisti sulle zone
estere, pari a 313 mila MWh (-22,8%) (Tabella 4).
Le vendite di energia elettrica da unità di produzione
2014
nazionale, con una riduzione del 3,4% su base annua,
scendono a 20,3 milioni di MWh. A livello zonale, in
evidenza il Centro Sud (-14,5%) e le due isole; in
controtendenza ancora il Sud (+4,8%) assieme al Centro
Nord (+0,8%). In linea con gennaio 2013 le importazioni,
pari a 4,5 milioni di MWh (-0,2%) (Tabella 4).
Tabella 4: MGP, volumi zonali
Fonte: GME
Offerte
Totale
Media oraria
Vendite
Acquisti
MWh
Var
Totale
Media oraria
Var
Totale
Media oraria
Var
Nord
20.260.981
27.233
-9,8%
9.380.369
12.608
-1,4%
13.582.868
18.257
Centro Nord
3.227.508
4.338
+10,2%
1.529.942
2.056
+0,8%
2.387.622
3.209
-0,1%
-8,1%
Centro Sud
6.138.461
8.251
-13,1%
2.587.308
3.478
-14,5%
3.740.711
5.028
-8,4%
Sud
6.977.265
9.378
-10,6%
4.402.007
5.917
+4,8%
2.179.561
2.930
+6,0%
Sicilia
3.018.713
4.057
-3,7%
1.578.340
2.121
-7,9%
1.632.273
2.194
-10,3%
Sardegna
1.285.884
1.728
-13,7%
774.334
1.041
-21,6%
920.960
1.238
-0,1%
Totale nazionale
40.908.811
54.985
-8,8%
20.252.299
27.221
-3,4%
24.443.995
32.855
-2,5%
Estero
4.783.109
6.429
-4,5%
4.504.274
6.054
-0,2%
312.578
420
-22,8%
Sistema Italia
45.691.920
61.414
-8,4%
24.756.573
33.275
-2,8%
24.756.573
33.275
-2,8%
Le vendite da impianti a fonte rinnovabile segnano una
consistente crescita su base annua (+14,5%), sostenuta
soprattutto dalla fonte idraulica (+22,1%) e solare
(+34,4%). In flessione, invece, le vendite da impianti a
fonte tradizionale ed in particolare da impianti a gas ed a
carbone (Tabella 5). Pertanto, la quota delle vendite da
impianti a fonte rinnovabile sale al 34,2% (28,9% a gennaio
2013), mentre quella da impianti a gas scende sotto i 40
p.p. (45,6% un anno fa); in lieve calo anche la quota degli
impianti a carbone (11,1%; -1,6 punti percentuali) (Grafico
4).
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 8 │ P A G I N A 4
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato elettrico italia
(continua)
Tabella 5: MGP, vendite per fonte: media oraria
MWh
Fonti tradizionali
Nord
Centro Nord
Var
MWh
Var
Fonte: GME
Centro Sud
Var
MWh
MWh
Sud
Var
MWh
Sicilia
Var
Sardegna
Var
MWh
Sistema Italia
Var
MWh
8.066
-14,5%
749
-10,9%
2.285
-21,6%
4.256
+5,5%
1.442
-10,1%
769
-20,2%
17.567
- 11,2%
Gas
5.807
-15,6%
629
-18,4%
523
-44,6%
2.209
-2,5%
1.302
-11,8%
393
-23,9%
10.863
- 15,5%
Carbone
1.085
-22,2%
58
-
1.527
-12,1%
-
361
-16,6%
3.031
- 15,0%
Altre
1.174
+1,1%
62
-11,1%
234
+0,6%
2.048
+15,6%
140
+10,6%
15
+7,0%
3.672
+8,8%
4.316
+34,7%
1.307
+8,9%
1.085
+3,1%
1.660
+3,1%
676
-3,5%
268
-26,4%
9.312
+14,5%
3.106
+25,0%
467
+8,2%
548
+15,4%
290
+22,9%
44
+30,1%
54
+73,4%
4.509
+22,1%
625
+5,1%
-
0
-74,1%
18
+129,2%
331
1.008
-1,9%
+18,9%
206
+1,3%
362
+5,0%
108
+5,4%
-
3.478
-14,5%
Fonti rinnovabili
Idraulica
Geotermica
-
Eolica
-
10
Solare e altre
1.200
+69,0%
198
226
+49,9%
-
12.608
-1,4%
Pompaggio
Totale
+3,7%
-
2.056
+0,8%
Grafico 4: MGP, Struttura delle vendite Sistema Italia
Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia
Altre
tradizionali
13,5%
(12,0%)
Carbone
11,1%
(12,7%)
Gas
39,9%
Pompaggio
1,3%
(0,9%)
-
-11,6%
-
-
5.917
Fonte: GME
525
107
-
3,93
+4,8%
2.121
-
-
-5,2%
169
-4,8%
46
+378,8%
-7,9%
625
+4,9%
-42,6%
2.061
- 9,1%
-
4
1.041
+15,3%
2.118
+34,4%
+5328,5%
342
+34,4%
-21,6%
27.221
- 3,4%
Grafico 5: MGP, quota rinnovabili
Fonte: GME
Geotermica
2,3%
(2,1%)
Idraulica
16,6%
(13,1%)
Fonti
rinnovabili
34,2%
(28,9%)
Eolica
7,6%
(8,0%)
Solare e
altre
7,8%
(5,6%)
(45,6%)
Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente
Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente
MARKET COUPLING ITALIA – SLOVENIA
A gennaio il market coupling Italia-Slovenia ha allocato,
mediamente ogni ora, una capacità di 515 MWh (497 MWh
nello stesso mese del 2013). Il flusso di energia è stato in
import nel 99,2% delle ore (il 99,6% un anno fa). Il delta
prezzo tra la zona Nord di IPEX e la borsa slovena BSP, pari
a 15,23 €/MWh si è ridotto rispetto ai 16,14 €/MWh di gennaio
2013, mentre la rendita generata, pari a 5,55 milioni di €, è
aumentata dell’1,7% (Tabella 6).
La capacità disponibile in import (NTC) è aumentata del
3,6% rispetto a gennaio 2013. Il 97,0% della capacità è stata
allocata tramite il meccanismo del market coupling (97,1%
nel 2013); solo il 3,0% non è stata utilizzata (1,8% un anno
fa) (Grafico 7).
Tabella 6: Esiti del Market Coupling
Nord
€/MWh
Prezzo medio
BSP
Delta
€/MWh
€/MWh
Fonte: GME
Rendita
milioni di €
Limite*
MWh
Flusso*
MWh
Import
Frequenza
% ore
Saturazioni
% ore
Limite*
MWh
Flusso*
MWh
Export
Frequenza
% ore
Saturazioni
% ore
58,31
43,08
15,23
5,55
530
518
99,2%
91,4%
666
62
0,8%
-
(63,28)
(47,14)
(16,14)
(5,46)
(506)
(499)
(99,6%)
(91,7%)
(170)
(75)
(0,4%)
(-)
Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente
*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 8 │ P A G I N A 5
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato elettrico italia
(continua)
Grafico 6: Delta prezzi: frequenza ore
0%
10%
20%
30%
Gen 2014
40%
50%
Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia
60%
70%
80%
90%
91,4%
Gen 2013
0,05
Gen 2013
Pz Nord= Pz BSP
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
97,0%
Gen 2014
8,5%
Pz Nord< Pz BSP
0,00
TWh
8,6%
91,5%
Pz Nord> Pz BSP
100%
0,40
3,0%
0,0%
97,1%
1,1%
Market Coupling
Asta esplicita (nominata)
1,8%
non utilizzata
MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI)
Nel Mercato Infragiornaliero (MI) i prezzi di acquisto segnano
una flessione tendenziale in tutte le sessioni di mercato
attestandosi tra 58,28 €/MWh di MI2 e 65,62 €/MWh di MI4
che segna il minimo storico. Va tuttavia considerato che i
prezzi di MI3 e di MI4 si riferiscono ad un numero limitato di
ore del giorno: le ultime 12 il primo e le ultime 8 il secondo. Il
confronto con il prezzo di acquisto su MGP (PUN) nelle stesse
ore evidenzia prezzi più bassi in tutte le sessioni (Tabella 7 e
Grafico 8).
I volumi di energia scambiati nelle quattro sessioni del Mercato
Infragiornaliero sono stati 1,9 milioni di MWh. Gli scambi su
MI1 segnano la dodicesima flessione tendenziale consecutiva,
attestandosi a 1,0 milioni di MWh (-15,2%). In calo anche gli
scambi su MI2, pari a 513 mila MWh (-13,2%) ed MI4 con
185 mila MWh (-16,7%); aumentano, invece, i volumi su MI3
attestatisi a 203 mila MWh (+28,7%), massimo storico (Tabella
7 e Grafico 8).
Tabella 7: MI, dati di sintesi
Fonte: GME
MGP
(1-24 h)
2014
2013
59,27
64,49
58,85
64,40
(1-24 h)
(-0,7%)
(-0,1%)
MI2
58,28
63,31
(1-24 h)
(-1,7%)
(-1,8%)
MI3
61,28
67,76
(13-24 h)
(-6,5%)
(-5,9%)
MI4
65,62
70,61
(-4,6%)
(-7,5%)
MI1
(17-24 h)
Prezzi. €/MWh
Prezzi €/MWh
Volumi medi orari
MWh
Prezzo medio d'acquisto €/MWh
2014
2013
-8,1%
33.275
34.242
-2,8%
-8,6%
1.395
1.644
-15,2%
-7,9%
689
794
-13,2%
-9,6%
545
423
+28,7%
-7,1%
744
894
-16,7%
variazione
64,49
2013
2014
variazione
59,27
64,40
58,85
63,31
67,76
70,61
58,28
MGP
MI1
MI2
MI3
61,28
MI4
65,62
NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore).
Grafico 8: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria
€/MWh
79
MI1
MI2
MI3
Fonte: GME
MI4
76
73
70
67
65,62
64
61
58
55
52
Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set
2013
Ott Nov Dic Gen
2014
MWh
4.200
MWh
4.200
3.600
3.600
3.000
3.000
2.400
2.400
1.800
1.800
61,28
58,85
1.200
1.200
58,28
600
0
MI1
MI2
MI1
MI3
MI2
MI4
MI3
MI4
600
0
Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set
Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago
Set
2013
Ott Nov Dic Gen
Ott Nov Dic Gen
2013
N E W SL N
EE
TW
T ESL
R EDTETLE R
G MDEE L│ GF M
EB
E B│R2A0 I1O4 │2 0N1U0M│E R
NO
U M6 E
8R
│ OP A2 G
5 I│
N AP A6 G I N A 6
2014
2014
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato elettrico italia
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
MWh
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO ex-ante (MSD ex-ante)
A gennaio, gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di
dispacciamento ex-ante a salire, in aumento tendenziale da
undici mesi, salgono a 876 mila MWh (+47,1%), massimo da
luglio 2013; anche le vendite di Terna sul mercato a scendere,
pari a 280 mila MWh, crescono del 15,3% su base annua, ma
si confermano sui livelli più bassi di sempre, in linea con il
secondo semestre 2013 (Grafico 9).
Grafico 9: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
Fonte: GME
ago
set
ott
nov
dic
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
gen
feb
gen
mar
feb
apr
mar
mag
apr
giu
mag
lug
giu
ago
2013
A scendere 2013 A scendere
A salire 2013
MERCATO A TERMINE DELL’ENERGIA (MTE)
Nel Mercato a Termine dell’energia (MTE), a gennaio, si
sono registrate 23 negoziazioni in cui si sono scambiati 115
contratti, pari a 375 mila MWh. Sulla piattaforma sono stati
registrati anche 345 contratti O.T.C., pari a 3,0 milioni di MWh,
tutte per il prodotto Anno 2015 Baseload. Le posizioni aperte
a fine mese ammontavano a 36,1 milioni di MWh, in aumento
dell’1,0% rispetto al mese precedente.
lug
set
ago
ott
set
nov
ottdic
nov
salire 2013
2014
AAscendere
2014 A scendere
A salire 2014
dic
A salire 2014
I prezzi dei prodotti in negoziazione nel mese hanno
evidenziato ribassi solo per gli annuali (intorno al 5%) e per
quelli con consegna più vicina (Tabella 8 e Grafico 10).
Il prodotto Febbraio 2014 ha chiuso il suo periodo di trading
con un prezzo di controllo pari a 64,50 €/MWh sul baseload
e 73,02 €/MWh sul peakload ed una posizione aperta pari
rispettivamente a 4.010 e 1.346 MW, per complessivi 3,0
milioni di MWh.
Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a gennaio
Fonte: GME
PRODOTTI BASELOAD
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
Volumi OTC
MW
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
Febbraio 2014
Marzo 2014
Aprile 2014
Maggio 2014
64,50
61,60
57,48
55,57
-3,7%
-5,2%
+0,0%
-
6
3
-
30
15
-
-
30
15
-
4.010
3.995
-
2.694.720
2.968.285
-
II Trimestre 2014
III Trimestre 2014
IV Trimestre 2014
I Trimestre 2015
56,20
62,50
63,10
59,99
-2,2%
-2,0%
+2,5%
+0,0%
2
2
3
-
10
10
15
-
-
10
10
15
-
3.985
3.985
3.985
-
8.703.240
8.798.880
8.802.865
-
Anno 2015
57,20
-4,7%
375
Totale
6
30
345
375
22
110
345
455
3.285.000
32.558.270
PRODOTTI PEAK LOAD
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
Volumi OTC
MW
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
Febbraio 2014
Marzo 2014
Aprile 2014
Maggio 2014
73,02
70,27
61,97
62,84
-3,2%
-3,4%
+1,9%
-
-
-
-
-
1.346
1.346
-
323.040
339.192
-
II Trimestre 2014
III Trimestre 2014
IV Trimestre 2014
I Trimestre 2015
62,39
66,05
72,68
68,82
-0,4%
+1,1%
+3,2%
+1,4%
1
-
5
-
-
5
-
1.346
1.351
1.346
-
1.049.880
1.069.992
1.066.032
-
Anno 2015
63,72
-5,1%
-
Totale
TOTALE
-
-
-
-
1
5
-
5
3.525.096
23
115
460
36.083.366
345
* Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo valore del mese precedente
* Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo
** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading
-
valore del mese precedente;
** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEB B│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
6 8E R│ OP A
2 5G I│N A
P A7G I N A 7
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato elettrico italia
Grafico 10: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte
Prezzi di controllo*. €/MWh
Prezzi
di controllo*. €/MWh
Prodotti Baseload
Prodotti Baseload
35
30
25
II Trimestre 2014 56,20
II Trimestre 2014 56,20
III Trimestre 2014
62,50
III Trimestre 2014
62,50
IV Trimestre 2014
63,10
IV Trimestre 2014
I Trimestre 2015
59,99 63,10
Anno 2015
54
20
15
10
59,99
57,20
57,20
Anno 2015
56
58
54 2013
56
Dicembre
Posizioni aperte. TWh
40
Febbraio 2014
64,50
Febbraio 2014
64,50
Marzo 2014
61,60
Marzo 2014
61,60
Aprile 2014
57,48
Aprile 2014
57,48
I Trimestre 2015
Fonte: GME
5
66
68
58 Gennaio
60 62201464
60
62
66
Dicembre 2013
64
0
68
02
03
06
07
08
09
10
13
14
15
Mensili
Gennaio 2014
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
16
17
20
Trimestrali
21
22
23
24
27
28
29
30
31
Annuali
PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE)
Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni
registrate con consegna/ritiro dell’energia a gennaio 2014, dopo
i ribassi dell’ultimo trimestre del 2013, tornano a segnare una
crescita su base annua attestandosi a 31,3 milioni di MWh
(+2,5%). Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a 28,0
milioni di MWh, sono aumentate del 5,6%; il rialzo ha riguardato
tutte le tipologie di contratto ad eccezione dei Baseload (-26,7%).
In calo, per la prima volta dopo quasi tre anni, le transazioni
derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a 3,3 milioni di
MWh (-17,7%) ed al 10,7% del totale delle transazioni registrate
sulla piattaforma (13,3% nel 2013) (Tabella 9).
Torna il segno più anche per la posizione netta in esito alle
transazioni registrate sulla PCE, che sale a 17,1 milioni di MWh
(+2,8%).
I programmi registrati nei conti in immissione, interrompono la
lunga serie di ribassi e per il secondo mese consecutivo segnano
un rialzo su base annua (+44,4%), il più alto mai registrato,
attestandosi a 9,2 milioni di MWh, ai massimi da oltre un anno;
da ciò consegue la netta flessione (-22,9%) dello sbilanciamento
a programma su tali conti, sceso a 7,9 milioni di MWh. In
aumento anche i programmi registrati nei conti in prelievo, pari
a 13,8 milioni di MWh (+2,2%), ed il relativo sbilanciamento a
programma, pari a 3,3 milioni di MWh (+5,5%).
Il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e
posizione netta, dopo due rialzi congiunturali torna a diminuire
attestandosi a 1,83 (-0,01 rispetto ad un anno fa) (Grafico 11).
Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a gennaio e programmi
TRANSAZIONI REGISTRATE
MWh
Baseload
Off Peak
Peak
Week-end
Totale Standard
Totale Non standard
6.196.971
Variazione
Struttura
- 26,7%
19,8%
924.144
+10,0%
3,0%
1.253.734
+64,5%
4,0%
-
-
8.374.849
- 16,7%
26,8%
19.575.342
+19,3%
62,6%
PCE bilaterali
27.950.191
+5,6%
89,3%
MTE
3.332.616
- 17,7%
10,7%
TOTALE PCE
31.282.807
+2,5%
100,0%
POSIZIONE NETTA
17.065.617
+2,8%
54,6%
PROGRAMMI
Immissione
Variazione Struttura
MWh
Richiesti
di cui con indicazione di prezzo
Fonte: GME
10.125.607
-9,5%
100,0%
Prelievo
Variazione
+2,2%
13.800.195
MWh
Struttura
100,0%
2.244.435
-58,9%
22,2%
-
-
-
Rifiutati
968.052
-80,0%
9,6%
-
-100,0%
-
di cui con indicazione di prezzo
954.666
-80,3%
9,4%
-
-
-
+2,2%
100,0%
-
-
Registrati
di cui con indicazione di prezzo
Sbilanciamenti a programma
Saldo programmi
9.157.555
+44,4%
90,4%
1.289.769
+108,4%
12,7%
7.908.061
-22,9%
3.265.422
5,5%
-
4.642.639
-35,2%
-
13.800.195
-
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
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D E L│ GFMEEB B│ R
20
A 1I O
4 │2 N
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E RNOU M
6 8E R│ OP A
2 5G I│N A
P A8G I N A 8
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato elettrico italia
Grafico 11: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria
Fonte: GME
Contratti
MWh
48.000
Turnover
1,99
1,96
1,95
41.000
1,91
1,94
1,91
1,90
1,88
34.000
27.000
Gen
1,89
1,85
1,84
1,84
1,84
1,80
20.000
1,89
Feb
1,83
1,83
Mar
Apr
Mag
Giu
Lug
Ago
Set
Ott
Nov
Dic
2013
N E W SL N
EE
TW
T ESL
R EDTETLE R
G MDEE L│ GF M
EB
E B│R2A0 I1O4 │2 0N1U0M│E R
NO
U M6 E
8R
│ OP A2 G
5 I│
N AP A9 G I N A 9
Gen
2014
1,79
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato elettrico italia
Gli andamenti del mercato italiano del gas
A cura del GME
■
A gennaio, la domanda complessiva di gas naturale
segna ancora una forte contrazione tendenziale (-10,7%)
determinata ancora dai consumi del settore termoelettrico
(-11,7%) e questo mese, a causa delle miti temperature,
anche da quelli del settore civile (-13,8%). Sul lato offerta,
in lieve ripresa la produzione nazionale (+1,1%), mentre si
riducono le importazioni di gas naturale (-11,7%). In calo
anche le erogazioni di gas naturale dagli stoccaggi (-11,0%) e
la giacenza negli stoccaggi a fine mese (-5,8%).
Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME sono stati
complessivamente scambiati 2,5 milioni di MWh
(pari al 2,8% della domanda complessiva di gas naturale),
tutti sulla Piattaforma di Bilanciamento (comparto G+1), ad
un prezzo medio di 27,55 €/MWh, in linea con le quotazioni
al PSV.
IL CONTESTO
I consumi di gas naturale in Italia sono stati pari a 8.430 milioni
di mc in calo del 10,7% su base annua, ai minimi per il mese
di gennaio. Le temperature registrate nel mese, ben al di sopra
delle medie stagionali, hanno notevolmente inciso sui consumi
del settore civile scesi a 5.144 milioni di mc (-13,8%). I consumi
del termoelettrico, dopo la tregua dei due mesi precedenti,
tornano a segnare una riduzione in doppia cifra (-11,7%)
attestandosi a 1.781 milioni di mc. In crescita, invece, i consumi
del settore industriale che, con un rialzo dell’1,8% su base
annua, si portano a 1.203 milioni di mc, ai massimi da aprile
2012, e le esportazioni, pari a 301 milioni di mc (+13,7%).
Dal lato offerta, la produzione nazionale, dopo quattordici
cali tendenziali consecutivi, segna una ripresa attestandosi a
619 milioni di mc (+1,1% su base annua); in calo, invece, le
importazioni di gas naturale, pari a 5.490 milioni di mc (-11,7%).
Tra i punti di entrata in netta riduzione le importazioni da Mazara
(-60,2%) e Gela (-17,0%) ed il rigassificatore di Cavarzere
(-32,0%); ancora a regime ridotto il rigassificatore di Panigaglia.
In deciso aumento invece le importazioni di gas da Tarvisio, pari
a 3.088 milioni di mc (+19,4%), livello tra i più alti, e da Passo
Gries (+182,8%).
Dai sistemi di stoccaggio sono stati erogati 2.320 milioni di mc
di gas naturale, in calo dell’11,0% rispetto ad un anno fa; non
sono state registrate iniezioni negli stoccaggi.
Figura 1: Bilancio gas trasportato
Fonte: dati SRG
Ml di mc
Importazioni
TWh
TOTALE IMMESSO
var. tend.
5.490
58,1
-11,7%
917
3.088
703
431
1
350
0
9,7
32,7
7,4
4,6
0,0
3,7
0,0
-60,2%
+19,4%
+182,8%
-17,0%
-97,6%
-32,0%
-
Import per punti di entrata
Mazara
Tarvisio
Passo Gries
Gela
Gorizia
Panigaglia (GNL)
Cavarzere (GNL)
Livorno (GNL)
Produzione Nazionale
Erogazioni da stoccaggi
TOTALE IMMESSO
Riconsegne rete Snam Rete Gas
Industriale
Termoelettrico
Reti di distribuzione
Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema*
TOTALE CONSUMATO
Iniezioni negli stoccaggi
TOTALE PRELEVATO
619
6,6
+1,1%
2.320
24,6
-11,0%
8.430
89,2
-10,7%
8.129
1.203
1.781
5.144
86,0
12,7
18,8
54,4
-11,4%
+1,8%
-11,7%
-13,8%
301
3,2
+13,7%
8.430
89,2
-10,7%
-
-
-
8.430
89,2
-10,7%
* comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato
Erogazioni da
stoccaggi
27,5%
Importazioni
65,1%
Produzione
Nazionale
7,3%
TOTALE PRELEVATO
Esportazioni, reti
di terzi e
consumi di
sistema*
3,6%
Iniezioni negli
stoccaggi
0,0%
Riconsegne
rete Snam
96,4%
N E W SLNEETW
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4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
6 8E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G0 I N A 1 0
Reti di
distribuzione
61,0%
Termoelettrico
21,1%
Industriale
14,3%
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato gas italia
(continua)
Nell’ultimo giorno del mese la giacenza di gas naturale
negli stoccaggi ammontava a 5.952 milioni di mc, in calo
del 5,8% rispetto allo stesso giorno del 2013; con il rapporto
giacenza/spazio conferito salito a 57,2% (56,0% nel 2013).
La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio
Virtuale (PSV), in aumento di 0,33 €/MWh (+1,2%)
su base annua, si è attestata a 27,30 €/MWh.
Figura 2: Stoccaggio
Fonte: dati SRG, Stogit-Edison
Stoccaggio
Giacenza (al 31/01/2014)
5.952
-5,8%
Erogazione (flusso out)
2.320
-11,0%
-
-
2.320
-11,0%
Iniezione (flusso in)
Flusso netto
Spazio conferito
10.400
Giacenza/Spazio conferito
-7,9%
57,2%
Giacenze fine mese
Iniezioni fine mese
Giacenze
Iniezioni
ML di mc
ML di mc
12.000
12.000
8.000
8.000
4.000
+1,2 p.p.
Erogazione
Spazio
conferito
Erogazione
Spazio conferito
gen
12,00
8,00
8,00
4,00
4,00
0,00
0
-4.000
-4,00
gen
feb
mar
apr mag
gen
feb
mar
apr
mag giu
A.T. 2012/13
giu
A.T. 2012/13
lug
lug
ago
ago
set
set
ott
nov
Erogazione
Stoccaggi
feb mar apr mag giu
lug
Iniezione
ago
set
ott
A.T. 2012/13
12,00
4.0000
-4.000
ML di mc
2.000
1.500
1.000
500
0
-500
-1.000
-1.500
-2.000
-2.500
-3.000
-3.500
variazione
tendenziale
Ml di mc
dic
gen
ottA. T.nov
dic
2013/14
A. T. 2013/14
gen
0,00
-4,00
ML di mc
2.000
1.500
1.000
500
0
-500
-1.000
-1.500
-2.000
-2.500
-3.000
-3.500
gen
nov
dic
gen
A. T. 2013/14
Flusso netto
feb mar apr mag giu
lug
ago
set
A.T. 2012/13
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2 5G I│N A
P A1G1 I N A 1 1
ott
nov
dic
A. T. 2013/14
gen
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato gas italia
(continua)
I MERCATI GESTITI DAL GME
A gennaio nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono
stati scambiati 2,5 milioni di MWh, pari al 2,8% della domanda
complessiva di gas naturale (3,5% a gennaio 2013), tutti nel
Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PBGAS).
Nessuno scambio di gas naturale è stato registrato sul Mercato
a pronti del Gas (MP-GAS) e sul Mercato a Termine del Gas
(MT-GAS).
Anche nei comparti Royalties, Import e ‘Ex d.lgs 130/10’ della
Piattaforma Gas (P-GAS) non sono stati registrati scambi.
Figura 3: Mercati del gas naturale*
Fonte: dati GME, Thomson-Reuters
Media
Prezzi. €/MWh
Min
Volumi. MWh
Totale
Max
MGAS
MP-GAS
-
(27,40)
-
-
-
-
(8.040)
-
27,55
(26,63)
26,42
28,66
2.456.425
(2.885.718)
-
(28,55)
-
-
-
(620.310)
MGP
MI
MT-GAS
PB-GAS
Comparto G-1
Comparto G+1
P-GAS
Royalties
Import
Ex d.lgs 130/10
-
-
Tra parentesi i valori nello stesso mese dell'anno precedente
€/MWh
MGP
MI
Royaties
PBGAS G-1
PBGAS G+1
PSV
Pfor**
64
Prezzi. €/MWh
MGP
60
56
2014
Royalties
52
48
44
PBGAS G+1
27,55
PSV
27,30
2013
40
36
32
27,90
Pfor**
28
24
gen
feb
mar
apr
mag
giu
A.T. 2012/13
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
24
28
32
A. T. 2013/14
* MGP e MI sono mercati a contrattazione continua, le Royalties e la PB-GAS mercati ad asta, il PSV è una quotazione ed il Pfor un indice
** Fino a settembre 2013 indice QE
N E W SLNEETW
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2 5G I│N A
P A1G2 I N A 1 2
36
REPORT │ GENNAIO 2014
mercato gas italia
Prezzo minimo
Prezzo
massimo
€/MWh
€/MWh
Prodotti
Prezzo di controllo*
€/MWh
BoM-2013-09
Volumi
Registrazioni
Volumi
variazioni %
N.
MWh/g
N.
MWh/g
MWh/g
variazioni %
-
-
-
-
-
-
-
27,574
27,046
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-10
-
-
27,063
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-11
(continua)
-
-
27,891
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-12
-
-
28,382
-
-
-
-
-
M-2014-01
-
-
29,080
-
-
-
-
-
-Mercato
27,777
-
-
OTC-
Tabella 1: Mercato a termine del gas naturale, prezzi e volumi
Q-2013-04
-
Q-2014-01
Prezzo
minimo
-
Prodotti
Q-2014-02
€/MWh
- €/MWh
-
-
BoM-2014-01
Q-2014-03
BoM-2014-02
M-2014-02
Q-2014-04
M-2014-03
WS-2013/2014
M-2014-04
M-2014-05
WS-2014/2015
Q-2014-02
Q-2014-03
SS-2014
Q-2014-04
TY-2013/2014
Q-2015-01
SS-2014
TY-2014/2015
WS-2014/2015
CY-2015
CY-2014
TY-2014/2015
Prezzo
massimo
-
Prezzo
- di controllo*
28,402 Negoziazioni
€/MWh
-
Volumi - Registrazioni
- Volumi
MWh/g -
- MWh/g
variazioni
%
26,972
N. -
26,328
0,0%
27,804
0,0%
28,086
0,0%
28,775
0,0%
0,0%
26,648
0,0%
27,365
0,0%
0,0%
27,560
0,0%
0,0%
27,372
0,0%
------
-
-
-
27,574
29,267
29,207
31,119
28,614
26,511
28,321
27,644
29,194
28,347
27,981
28,775
27,983
27,560
Totale
Totale
N.
-
-
-
-
- Totale
-
- Volumi
-
-
-
-
-
-
-
-
Fonte: dati GME
-
-
-
-
MWh
-
-
Posizioni aperte
MWh/g
-
variazioni %
MWh/g
-
-
------
-
-
-
--
-
-
------
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
Il Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento
(PB-Gas), anche questo mese, è l’unico che manifesta
un’apprezzabile liquidità, nonostante il calo su base
annua del 14,9% dei volumi scambiati, pari a 2,5 milioni
di MWh. Il prezzo medio, in costante crescita tendenziale
dallo scorso aprile, è salito a 27,55 €/MWh (+3,5%),
più alto di 0,25 €/MWh anche rispetto alle quotazioni
registrate al PSV.
Nei 17 giorni, sui 31 di gennaio, in cui il sistema è risultato
lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>0],
sono stati scambiati 1,4 milioni MWh, di cui l’89,4%,
pari a 1,3 milioni di MWh, venduti dal Responsabile del
Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 27,44 €/
MWh in crescita del 3,2% su base annua. Nei restanti 14
giorni con il sistema corto (SCS<0), sono stati scambiati
1,0 milioni di MWh, di cui l’88,1% acquistati da RdB, ad
un prezzo medio di 27,70 €/MWh (+3,7%).
Complessivamente l’88,8% dei volumi scambiati (2,2
milioni di MWh) è stato determinato dall’azione di RdB
ed il restante 11,2% (274 mila MWh) da scambi tra
operatori.
Nessuno scambio di gas naturale è stato registrato sul
Comparto G-1 della Piattaforma di Bilanciamento.
Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento, comparto G + 1 prezzi e volumi
Sbilanciamento complessivo
del sistema (SCS)
positivo
negativo
n.giorni 17/31
Prezzo. €/MWh
27,55
(+3,5%)
27,44
Acquisti. MWh
2.456.425
(-14,9%)
1.443.307
€/MWh
34,00
27,70
32,00
1.013.119
892.504
(-22,8%)
30,00
892.504
Operatori
1.563.921
(-9,6%)
1.443.307
28,00
120.614
Vendite. MWh
2.456.425
(-14,9%)
1.443.307
26,00
1.013.118
1.289.719
(-4,2%)
1.289.719
RdB
Operatori
1.166.706
(-24,2%)
153.588
39
31
150.000
28,00
120.000
27,00
90.000
26,00
MWh
60.000
500.000
25,00
30.000
400.000
0
24,00
300.000MWh
€/MWh
30,00
300.000
200.000
28,00
200.000
100.000
24,00
0
22,00 1.013.118
24,00
0
-100.000
-200.000
-100.000
22,00
27,00
18,00
26,00
20,00
lato vendita
25
27,00
N. 26,00
giorni
N. 26,00
100.000
100.000
-300.000
Gen
Feb
Mar
Apr
Mag
20/31
11/31
9/28
19/28
9/31
22/31
15/30
15/30
Giu
Lug
Ago
Set
Ott
Nov
26/30
4/30
18/31
13/31
25/31
6/31
10/30
20/30
23/31
8/31
12/30
18/30
A.T. 2012/13
SCS positivo
22/31
9/31
Dic
Gen
A. T. 2013/14
SCS negativo
Prezzo
N E W SLNEETW
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4 │2 N
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6 8E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G3 I N A 1 3
12/31
19/31
Prezzo
17/31
14/31
0
-200.000
100.000
0
MWhMWh
Operatori attivi. N°
29,00
MWh
Partecipazione al mercato
Totale
lato acquisto
MWh
26,00
20,00
Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente
Prezzi
180.000
€/MWh
RdB
n.giorni 14/31
Volumi
30,00
€/MWh
€/MWh
Totale
Fonte: dati GME
€/MWh
-
-
-
-
--
MWh/g
REPORT │ GENNAIO 2014
BoM-2013-09-2
mercato
gas
italia
BoM-2013-10
-
Volumi
Negoziazioni
100.000
0
Tendenze di prezzo sui mercati energetici
europei
A cura del GME
■
Nel primo mese del 2014 nell’andamento di tutte le
commodity si rileva una diffusa tendenza al ribasso che,
in particolare nei prezzi di Brent e derivati, si manifesta
attraverso flessioni congiunturali di moderata intensità,
insolite per il periodo considerato. Ribassi più significativi si
osservano sulle quotazioni di gas e elettricità, con queste
ultime in Italia e Francia scese a ridosso dei livelli minimi
dell’ultimo semestre. Le dinamiche osservate su base spot
sembrano peraltro rafforzarsi nelle aspettative espresse
dai mercati a termine, decisamente ribassiste su tutte le
commodity e su tutti gli orizzonti temporali.
Per la prima volta dal 2007, il mese di gennaio chiude con la
quotazione spot del Brent in calo congiunturale (109,20 $/
bbl, -2%), superiore alle aspettative ribassiste manifestate
a termine nel mese precedente e tale da annullare la lieve
ripresa osservata a dicembre. Più forte la diminuzione rilevata
su base tendenziale (-4%), a confermare l’andamento
prevalente emerso nel trimestre finale del 2013. In tale
contesto appaiono coerenti le quotazioni dei prodotti a
termine, che sembrano assorbire le tendenze ribassiste del
mercato spot, attestandosi attorno ai 106 $/bbl (-3%) sui
prodotti di prossima consegna.
I prezzi dei derivati del petrolio mostrano dinamiche molto
simili, con riduzioni sia su base congiunturale (-3%) che
tendenziale (-5%/-7%), con un valore rispettivamente di
911,70 $/MT e di 590,46 $/MT, quest’ultimo minimo da
febbraio 2011.
Meno intensa, ma inserita all’interno di un trend
spiccatamente ribassista in atto ormai dal 2011, appare la
diminuzione registrata sulle quotazioni europee del carbone,
che si portano a 83 $/MT (-1%), rinsaldando, per il terzo
mese consecutivo, un perfetto allineamento con il prezzo
sudafricano e restando, come di consueto, al di sotto del
livello cinese. Quest’ultimo, al contrario, evidenzia una più
forte caduta, che interrompe il trend crescente in atto dallo
scorso ottobre. Sostanzialmente immutate su valori inferiori
rispetto agli attuali risultano anche le aspettative di breve
termine sui prezzi della commodity, previste in ripresa solo
nel 2015.
In tale contesto, la crescita tendenziale del cambio dollaro/
euro (1,36 $/€, +3%) – pressoché immutato rispetto ai livelli
registrati il mese scorso – consolida, nella conversione
in moneta continentale dei prezzi dei combustibili, i cali
osservati rispetto al 2013, spingendoli tra -6% e -9%.
Newsletter Gennaio 14 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1)
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica.
Quotazioni a pronti (€/MWh)
FUEL
UdM
PETROLIO
$/bbl
Brent FOB
€/bbl
OLIO COMB.
$/MT
0.1 FOB Barge
€/MT
GASOLIO
$/MT
0.1 FOB ARA
€/MT
CARBONE
$/MT
ARA Stm 6000K C €/MT
CAMBIO $/€
USD/EUR
FX USD
Gen 14
109,20
80,14
590,46
433,31
911,70
669,05
83,29
61,12
1,36
1,00
Quotazioni a termine (€/MWh)
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%) FUEL (%)
future M-1
-2%
-4%
crude
oil
- 1crude
%
-6%
brent
future
-7%
fuel- 3
oil%
2 % NWE- 9 %
FO-1.0%
-3%
-5%
gasoil
-2%
gasoil
future - 7 %
-1%
-4%
coal
- 1CIF
%
-6%
API2
+3%
FX - 1 %
0%
0%
FX USD
110,47
595,20
958,00
82,11
-
Feb 14
Var M-1
(%)
Mar 14
Var M-1
(%)
Apr 14
Var M-1
(%)
2015
Var M-1
(%)
106,99
78,55
585,69
430,02
924,65
678,88
81,94
60,16
1,36
1,00
-3%
-4%
-3%
+0%
-1%
-
106,82
78,43
588,36
431,99
924,40
678,72
80,96
59,44
1,36
1,00
-3%
-3%
-3%
-1%
-1%
-
106,34
78,08
590,12
433,29
922,51
677,35
80,63
59,20
1,36
1,00
-
100,61
73,84
571,35
419,35
85,87
63,03
1,36
1,00
-7%
-6%
+4%
-1%
-
Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
Fonte: Thomson-Reuters
$/bbl
$/€
130
1,90
120
1,80
110
1,70
100
N E W SLNEETW
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4 │2 N
0 1U0M │
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2 5G I│N A
P A1G4 I N A 1 4
1,60
REPORT │ GENNAIO 2014
mercati energetici europa
FUEL
UdM
Gen 14
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%) FUEL (%)
future M-1
Var M-1
(%)
Feb 14
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica.
Mar 14
Var M-1
(%)
Apr 14
Var M-1
(%)
$/bbl a pronti
109,20
-2%
-4%
crude
oil
110,47
106,99
-3%
106,82
- 3a%
106,34
Quotazioni
(€/MWh)
Quotazioni
termine
(€/MWh)
Brent FOB
€/bbl
80,14
- 1crude
%
-6%
brent
future
78,55
78,43
78,08
Var- 3
M-1
quot.
Var
Var
Var M-1
OLIOFUEL
COMB.
$/MT
590,46
% Var- M-12
7 % ultima
fuel
oil
595,20
585,69
- 4M-1
%
588,36
- 3M-1
%
590,12
UdM
Gen
14
Feb
14
Mar
14
Apr
14
(%) FUEL (%)
future M-1
(%)
(%)
(%)
0.1 FOB Barge
€/MT
433,31
2 % NWE- 9 %
FO-1.0%
430,02
431,99
433,29
GASOLIO
$/MT
911,70
-3%
-5%
gasoil
958,00
924,65
-3%
924,40
-3%
922,51
PETROLIO
$/bbl
109,20
-2%
-4%
crude
oil
110,47
106,99
-3%
106,82
-3%
106,34
Tabella
Greggio
e combustibili,
spot- e a termine.678,88
Media aritmetica.
0.1 FOB1:
ARA
€/MT
669,05 quotazioni
-2%
-7%
gasoil
future mensili
678,72
677,35
Brent FOB
€/bbl
80,14
- 1crude
%
-6%
brent
future
78,55
78,43
78,08
CARBONE
$/MT
83,29
-1%
-4%
coal
82,11
81,94
+0%
80,96
-1%
80,63
a pronti
(€/MWh)
Quotazioni
a termine
(€/MWh) OLIO COMB. Quotazioni
$/MT
590,46
-7%
fuel- 3
oil%
595,20
585,69
-4%
588,36
-3%
590,12
ARA Stm 6000K C €/MT
61,12
1
%
6
%
API2 CIF
60,16
59,44
59,20
0.1 FOB Barge
€/MT
433,31
2 % NWE- 9 %
FO-1.0%
430,02
431,99
433,29
CAMBIO $/€
USD/EUR
1,36
- 1M-1
% Var
+ M-12
3 % ultima -quot.
FX
1,36
- 1M-1
%
1,36
- 1M-1
%
1,36
Var
Var
Var
Var M-1
FUEL
UdM
Gen 14 gasoil
Feb 14
Mar 14
Apr 14
GASOLIO
$/MT
911,70
- (%)
3 %FUEL - (%)
5%
958,00
924,65
3
%
924,40
3
%
922,51
future- M-1
(%)
(%)
(%)
FX USD
1,00
0%
0%
FX USD
1,00
1,00
1,00
0.1 FOB
€/MTe tasso
669,05
-2%
-7%
gasoil
future
-mensile dei
678,88
- Media
677,35
Grafico
1:ARA
Greggio
di cambio,
andamento
prezzi spot
e678,72
a termine.
aritmetica
CARBONE
$/MT
83,29
-- 12 %
-- 44 %
coal
82,11
81,94
+- 0
80,96
-- 13 %
80,63
-PETROLIO
$/bbl
109,20
%
%
crude
oil
110,47
3%
%
106,82
%
106,34
Grafico 1: Greggio
e tasso
di cambio,
andamento
mensile
dei prezzi106,99
spot e a termine.
Media
aritmetica.
ARA
61,12
-- 11CIF
%
-- 66 %
API2
-60,16
-59,44
-59,20
-BrentStm
FOB6000K C €/MT
€/bbl
80,14
%
%
brent
crude
future
78,55
78,43
78,08
CAMBIO
$/€
USD/EUR
1,36
-- 13
%
+- 3
FX
1,36
-- 14 %
1,36
-- 13 %
1,36
-OLIO
$/MT
590,46
%
7%
%
fuel
oil
595,20
585,69
%
588,36
%
590,12
$/bbl COMB.
mercati energetici europa
100,61
73,84
571,35
2015
-7%
Var- 6M-1
%
(%)
-7%
+4%
-6%
- 1M-1
%
Var
(%)
+- 4
7%
%
Newsletter Gennaio 14 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag419,35
1)
(continua)
FX
USD
0.1
FOB Barge
€/MT
130
GASOLIO
$/MT
120
Grafico
1: Greggio
e
0.1 FOB ARA
€/MT
1,00
FX
433,31
-01.0%
2%% NWE-09%%
FOUSD
911,70
-3%
-5%
gasoil
tasso669,05
di cambio,
- 2andamento
%
gasoil
future - 7 %
CARBONE
$/MT
110
$/bbl
ARA Stm 6000K C €/MT
130
100
CAMBIO
$/€
USD/EUR
FX USD
120
90
110
80
Grafico
83,29
61,12
-1%
coal
- 1CIF
%
API2
-958,00
mensile
- dei
-4%
82,11
-6%
-
1,36
1,00
FX - 1 %
0%
FX USD
+3%
0%
-
prezzi
1,00
430,02
924,65
spot
678,88e
81,94
60,16
1,36
1,00
a
-1,00
-431,99
-3%
924,40
-3%
termine.
Media
678,72aritmetica.
+0%
80,96
-1%
1,00
433,29
922,51
677,35
80,63
--
59,44
1,36
1,00
59,20
1,36
1,00
-
-1%
-
-1%
-
100,61
73,84
85,87
571,35
63,03
419,35
1,36
2015
1,00
85,87
100,61
63,03
-73,84
1,36
-- 16 %
571,35
%
$/€
1,00
419,35
1,90 -1,80
85,87 1,70
+4%
63,03 $/€ 1,90
1,60
1,36
-1%
1,00 1,80 1,50
1,70
1,40
1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
100
70
$/bbl
1,60
1,30
$/€
130
90
60
120
80
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
2010
2011
2012
2013
1,80
1,40
2015
2014
110
70
1,90
1,50
1,20
1,70
1,30
Fonte: Thomson-Reuters
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
100
60
1,60
1,20
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 $/bbl
$/MT
902010
2011
2012
2013
2014
2015 1,50
140
1400
80 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica
Grafico
1,40
Grafico
2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1200
120
70
1,30
$/bbl
$/MT
1,20
60
100
1000
1400
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 140
2010
800
1200
2011
2012
2013
2014
2015
80
120
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
60
100
$/bbl
600
1000
$/MT
1400
400
800
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
1200 2010
600
2011
2012
2013
2014
140
40
80
2015120
60
Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
100
1000
40
400
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
$/MT
2010
2011
2012
2013
2014
2015 80
150
800
140
Grafico
3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
600
130
60
Fonte: Thomson-Reuters
$/MT
120
40
400
150
110 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
140
2010
2011
2012
2013
2014
2015
100
130
90
120
Grafico
3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
80
110
$/MT
70
100
150
60
90 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
140
Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica
80
130
2010
2011
2012
2013
2014
2015
70
120
60
110
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
100
2010
2011
2012
2013
2014
2015
90
80
70
60
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Fonte: Thomson-Reuters
N E W SLNE
N
ETE
WTW
SL
ESL
RE E
D
T TET
E
LE
RG
RD
MD
EEE
L│
LGG
FME
M
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││
2R2
0A0
1I 1O4││2 0NN1UU
0M
M│EER
N
RO
U
O M46E
58R││O
PP
A2A
G5G
IN
│
IN
APAA
11
5G5I N A 1 5
REPORT │ GENNAIO 2014
PETROLIO
Var M-1
(%)
2015
(continua)
Con maggior vigore, i prezzi spot rilevati nei principali hub
europei del gas replicano le tendenze ribassiste di petrolio
e derivati, mostrando tutti la stessa variazione congiunturale
(-5%) e cali di minore intensità su base tendenziale (-1%/-2%).
Le quotazioni rilevate in Olanda, Austria e Regno Unito
si mantengono, dunque, tutte al di sotto dei 27 €/MWh,
allontanandosi dai livelli raggiunti negli ultimi due mesi del
2013 (27/28 €/MWh), prospettati anche dalle aspettative
espresse dagli operatori per il mese di gennaio. Ribassi ancor
più consistenti si rilevano al PSV, che scende a 27,34 €/MWh,
dimezzando il distacco dagli altri riferimenti (+1 €/MWh circa),
in virtù della più ampia diminuzione congiunturale registrata
dal marzo del 2012 (-9%), quando il valore rientrava nella
normalità dopo la fase di emergenza gas. In ottica futura, infine,
i mercati a termine, assimilando gli esiti di quelli spot, rivedono
al ribasso le attese per il prossimo bimestre, mostrando
variazioni del -5%/-6%.
Newsletter Gennaio 14 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2)
Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica
Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioni a pronti (€/MWh)
GAS
Area
Gen 14
PSV
TTF
CEGH
NBP
IT
NL
AT
UK
27,34
26,30
26,65
26,92
Quotazioni a termine (€/MWh)
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%)
(%)
future M-1
-9%
-5%
-5%
-5%
+1%
-1%
-1%
-2%
29,40
27,15
27,50
27,97
Feb 14
Var M-1
(%)
Mar 14
Var M-1
(%)
Apr 14
Var M-1
(%)
GY
2014/15
Var M-1
(%)
28,61
26,58
26,82
27,30
-6%
-6%
26,44
26,92
-6%
26,46
-
26,39
27,11
-1%
-1%
€/MWh
36
34
32
30
28
26
24
22
20
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Fonte: Thomson-Reuters
Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioni a pronti (€/MWh)
I segnali ribassisti emersi sui Varmercati
dei combustibili
M-1 Var M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Gen 14
Paese Gestor
(%)
(%)e
future
future
M-1
sembrano Area
peraltro incorporati
dai mercati
elettrici,
che
suM-1
base
annua mostrano riduzioni significative, attestandosi sui 33/39
Borsa
59,27
- IT
14 %
- 8 % Ita
€/MWh inITALIA
Europa centro-settentrionale
(-17%/-33%)
e -a
59,27
57,38
FRANCIA
39,14
- FR
21 %
-EEX
23 %
€/MWh GERMANIA
in Italia (-8%), dove
il
prezzo
scende
al
di
sotto
dei
60
39,49
35,87
+DE
0%
-EEX
17 %
€/MWh, SPAGNA
come non accadeva
da
giugno.
Decisa
la
flessione
54,00
33,62
- ES
47 %
-OMIP
33 % Ita
nome
Borsa
dellaAREA
quotazione
italiana anche
rispetto
(-14%),
in
33,70
SCANDINAVA
33,60
+NO
3 % a dicembre
-Nasdaq
24 %
nome
EEX
linea conAUSTRIA
le dinamiche osservate
sul+nome
spot
36,52
2petrolio
%
-Nasdaq
15e%sul prezzo
47,62
-nome
9del
% parco
-OMIP
11 %di generazione
del gas,SVIZZERA
combustibile di riferimento
-
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
nazionale.
A
livello congiunturale si evidenziano Var
anche
il
Var M-1
M-1
M-1 Mar 14 Var M-1 Apr 14 Var M-1
Feb 14 Var
(%)
(%)
(%)
brusco
decremento
del prezzo
francese (%)
(39,14 2015
€/MWh,(%)
-21%),
che torna a convergere al riferimento tedesco (35,87 €/MWh),
58,13
%
62,68
%
57,38
59,64
- 2-%
e 65,14
la- forte- 1-discesa
della- 3-quotazione
spagnola
(-47%),
che
52,78
-9%
49,00
-4%
40,75
42,71
riassorbe
il
picco
mostrato
il
mese
scorso
e
si
attesta
attorno
40,27
-8%
35,74
-5%
34,24
36,38
ai 45,45
34- €/MWh,
minimo
scorso
aprile.
Le dinamiche
- 22- % livello
39,91
- 17- %dallo
36,75
49,56
--osservate
sui
a termine,
35,28
-a
7-%pronti
33,03
- 6 -% proiettate
31,92
33,02
-risultano
-- mercati
-che -mostrano
cali
generalizzati
delle
quotazioni
soprattutto
nel
breve
- termine.
-
€/MWh
90
80
70
60
50
40
N E W SLNNEEETW
W
TSL
SL
E REED
TTT
E
TE
L
ERRG D
M
DEELL│G
GFM
MEEEB B
││2R
200
A11I 1O
4 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
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UM
648E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G66I N A 1 6
REPORT │ GENNAIO 2014
mercati energetici europa
30
Quotazioni a pronti (€/MWh)
28
Area
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%)
(%)
future M-1
Gen 14
Feb 14
mercati energetici europa
Var M-1
(%)
Mar 14
Var M-1
(%)
Apr 14
Var M-1
(%)
GY
2014/15
Var M-1
(%)
24
PSV
IT
27,34
-9%
+1%
29,40
28,61
-
-
-
-
-
-
-
TTF
20
CEGH
NL
AT
26,30
26,65
-5%
-5%
-1%
-1%
27,15
27,50
26,58
26,82
-6%
-
26,44
-
-
-
-
26,39
-
-1%
-
22
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
(continua)
NBP
UK
26,92
-5%
-2%
27,97
27,30
-6%
26,92
-6%
26,46
27,11
-1%
2010
2011
2012
2013
2014
2015
€/MWh
Figura
2: Borse europee, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Fonte: Thomson-Reuters
36 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Figura
34
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
Quotazioni a pronti (€/MWh)
32
Area
Gen 14
ITALIA
59,27
FRANCIA
24 GERMANIA
SPAGNA
22
AREA SCANDINAVA
39,14
35,87
33,62
33,60
30
28
26
Var M-1 Var
M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Paese Gestor
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
- IT
14 %
- FR
21 %
+DE
0%
Var M-1
(%)
Mar 14
Var M-1
(%)
Apr 14
Var M-1
(%)
2015
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
57,38
39,49
65,14
52,78
40,27
- 1-%
-9%
-8%
54,00
33,70
-
45,45
35,28
-
- 22- %
- 7-%
62,68
49,00
35,74
39,91
-
- 3-%
-4%
-5%
- 17- %
57,38
40,75
34,24
36,75
-
--
58,13
59,64
42,71
36,38
49,56
-
- 2-%
--
--
Borsa
- 8 % Ita
-EEX
23 %
-EEX
17 %
-OMIP
33 % Ita
Borsa
Nasdaq
-EEX
24 %
- ES
47 %
nome
NO
+nome
3%
Feb 14
33,03
- 6 -%
31,92
33,02
--AUSTRIA
36,52
+nome
2%
-Nasdaq
15 %
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01
SVIZZERA
47,62
-nome
9%
-OMIP
11 %
-
20
2010
2011
2012
2013
2014
2015
€/MWh
Figura
2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
90
80
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
Quotazioni a pronti (€/MWh)
70
60
50
40
30
Area
Gen 14
ITALIA
FRANCIA
59,27
39,14
GERMANIA
SPAGNA
35,87
33,62
20AREA SCANDINAVA
AUSTRIA
Var M-1 Var
M-12 ultima
Gestor
ultima quot.
quot.
Paese
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
- IT
14 %
- FR
21 %
+DE
0%
- ES
47 %
nome
+NO
3%
nome
+nome
2%
33,60
36,52
Borsa
- 8 % Ita
-EEX
23 %
-EEX
17 %
-OMIP
33 % Ita
Borsa
-Nasdaq
24 %
EEX
-Nasdaq
15 %
Feb 14
Var M-1
(%)
Mar 14
Var M-1
(%)
Apr 14
Var M-1
(%)
2015
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
-57,38
65,14
52,78
- 1-%
-9%
62,68
49,00
- 3-%
-4%
57,38
40,75
-
58,13
59,64
42,71
- 2-%
-
39,49
54,00
-
40,27
45,45
-
-8%
- 22- %
35,74
39,91
33,03
-
-5%
- 17- %
34,24
36,75
31,92
-
---
36,38
49,56
33,02
-
---
33,70
-
35,28
-
- 7-%
- 6 -%
10
SVIZZERA
47,62
-nome
9%
-OMIP
11 %
01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201
02 - 03 04 -05 06 07- 08 09- 10 11 - 12 01 2010
2011
2012
€/MWh
Volumi a pronti (TWh)
90
80
2013
Var M-1
Var M-12
20
10
AUSTRIA
SVIZZERA
35,7
0,6
1,5
2015
2014
+ 14 %
+ 23 %
-3%
+2%
-2%
-1%
35
14
30
In termini Area
di volumi, ilGen
primo
mese
del(%)2014 registra
una
(%)
70
25
flessione dei volumi rispetto al 2013 su tutte le principali
borse
60
ITALIA
15,6
+si
1 %conferma
- 18 % la più
20 capiente,
continentali,
tra le quali NordPool
5,3 (+14%).
- 3 % Più+ 2elevate
%
15le perdite
con 50
35,7FRANCIA
TWh scambiati
GERMANIA
22,6
+2%
+ 13 %
10sotto i 16
tendenziali
sui
listini
mediterranei,
allineati
poco
40
SPAGNA
15,8
-6%
-9%
AREA SCANDINAVA
30
20142014
TWh
40
TWh (-9% in Spagna, -18% in Italia), mentre sfugge a questo
andamento l’exchange di riferimento dell’area franco-tedesca,
in crescita a ridosso dei 28 TWh, per effetto soprattutto del
trend rialzista in atto sul mercato tedesco (+13%).
5
0
01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01
2010
2011
2012
01020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201020304050607080910111201 02
Figura 3:
Borse europee, 2011
volumi annuali e mensili
sui mercati 2013
spot
2010
2012
03
20142014
2013
04
2014
05
06
07
08
2014
09
10
11
12
01
Fonte: Thomson-Reuters
2015
TWh
40
Volumi a pronti (TWh)
Area
Gen 14
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ITALIA
FRANCIA
15,6
5,3
+1%
-3%
- 18 %
+2%
GERMANIA
SPAGNA
22,6
15,8
+2%
-6%
+ 13 %
-9%
AREA SCANDINAVA
AUSTRIA
35,7
0,6
+ 14 %
+ 23 %
+2%
-2%
SVIZZERA
1,5
-3%
-1%
35
30
25
20
15
10
5
0
01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01
2010
2011
2012
2013
N E W SLNNEEETW
W
TSL
SL
E REED
TTT
E
TE
L
ERRG D
M
DEELL│G
GFM
MEEEB B
││2R
200
A11I 1O
4 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
648E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G77I N A 1 7
2014
REPORT │ GENNAIO 2014
26
GAS
Quotazioni a termine (€/MWh)
Mercato dei titoli di efficienza energetica
A cura del GME
■
Nel mese di gennaio 2014 sul mercato dei Titoli d Efficienza
Energetica sono stati scambiati 216.185 TEE, in diminuzione
rispetto ai 298.927 TEE scambiati a dicembre.
Dei 216.185 TEE sono stati scambiati 63.203 TEE di Tipo I,
116.614 TEE di Tipo II, 2.395 TEE di Tipo II CAR, e 33.973 TEE
di Tipo III.
Rispetto al mese di dicembre, si registra un aumento dei prezzi
medi pari a 0,33% per la Tipologia I, 0,43% per la Tipologia II,
0,33% per la Tipologia II CAR e 1,24% per la Tipologia III.
Analizzando l’andamento specifico dei prezzi di questo mese, si
rileva che i titoli di Tipo I sono stati scambiati ad una media di
106,40 € (rispetto a 106,05 € di dicembre), i titoli di Tipo II ad
una media di 106,53 € (rispetto a € 106,07 di dicembre), i titoli
di Tipo II-CAR ad una media di 106,44 € (rispetto a 106,09 € di
dicembre), i titoli di Tipo III ad una media 107,37 € (rispetto a
106,05 € di dicembre).
I titoli emessi dall’inizio dell’anno sono pari a 531.670 (52.177 di
Tipo I, 260.346 di tipo II, 169.465 di Tipo II CAR e 49.682 di Tipo
III.
Dall’inizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a 24.523.496.
Di seguito la Tabella riassuntiva delle transazioni relativa al mese
di gennaio 2014.
TEE, risultati del mercato del GME - gennaio 2014
63.203
6.724.567,15
Tipo II
Tipo II
116.614
12.423.323,13
Tipo II-CAR
Tipo II-CAR
2.395
254.933,38
Tipo III
Tipo III
33.973
3.647.744,49
105,70
105,00
105,97
105,50
108,15
108,20
108,00
110,00
106,40
106,53
106,44
107,37
Tipo I
Tipo I
Fonte: GME
TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine gennaio 2014 (dato cumulato)
Fonte: GME
13.500.100
Totale: 24.523.496
12.000.100
11.429.862
10.500.100
9.000.100
7.977.406
7.500.100
6.000.100
4.338.126
4.500.100
3.000.100
1.500.100
777.862
240
100
TIPO I
TIPO II
TIPO II_CAR
TIPO III
TIPO V
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEB B│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
6 8E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G8 I N A 1 8
REPORT │ GENNAIO 2014
mercati per l'ambiente
(continua)
TEE scambiati dal 1 gennaio 2014
N. TEE
Fonte: GME
Mercato: 216.185
140.000
Bilaterali: 249.723
129.092
116.614
120.000
100.000
80.000
60.000
74.741
63.203
40.000
33.973 34.863
20.000
11.027
2.395
0
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2014)
€/tep
minimo
Fonte: GME
massimo
medio
112,00
110,00
108,00
110,00
108,15
108,20
108,00
107,37
106,00
106,40
106,53
106,44
105,97
105,70
105,00
105,50
104,00
102,00
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipologia
N E W SLNEETWTSL
E RE T
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
B 2R0A1I 4O │2 0N1U0M│E R
NO
U M6 E
8 R│O P2A5G │
I N PAA 1G9I N A 1 9
Tipo V
REPORT │ GENNAIO 2014
mercati per l'ambiente
(continua)
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2011 a gennaio 2014)
€/tep
Tipo I
115,50
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
14-01-2014
28-01-2014
90,50
data
sessione mercato
data sessione mercato
Nel corso del mese di gennaio 2014 sono stati scambiati
249.723 titoli attraverso contratti bilaterali delle varie tipologie.
La media dei prezzi dei TEE scambiati attraverso i bilaterali è
stata pari a 102,67 €/tep (105,33 €/tep lo scorso dicembre),
minore di 3,95 €/tep rispetto alla media registrata sul mercato
organizzato di 106,62 €/tep (90,07 €/tep a dicembre 2012).
Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi scambiati
bilateralmente per ciascuna classe di prezzo:
TEE scambiati per classi di prezzo - gennaio 2014
Fonte: GME
TEE scambiati per classi di prezzo - settembre 2013
300.000
250.000
TEE scambiati per classi di prezzo - gennaio 2014
TEE scambiati per classi di prezzo - settembre 2013
300.000
250.000
268.488
225.446
268.488
Quantità
Quantità
200.000
250.000
200.000
150.000
200.000
150.000
150.000
100.000
100.000
100.000
50.000
50.000
50.000
0
0
38.912
15.33338.912
1.834
5.709
3.175
60
00
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100)
100+
1.834 (0-10)
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)
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)
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEB B│ R
20
A 1I O
4 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
6 8E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G0 I N A 2 0
REPORT │ GENNAIO 2014
mercati per l'ambiente
Mercato dei certificati verdi
A cura del GME
■ Sul Mercato dei Certificati Verdi1, nel mese di gennaio 2014,
sono stati scambiati 811.618 CV (1.097.537 CV scambiati nel
mese di dicembre 2013).
La concentrazione degli scambi ha visto il prevalere dei CV con
anno di riferimento 2013 IV Trim con un volume pari a 358.461
(contro gli 88.397 CV IV Trim di dicembre), dei CV con anno di
riferimento 2013 II Trim con una quantità presente sul mercato
pari a 136.251 (260.763 CV 2013 II Trim, il mese scorso) e dei
CV 2013 III Trim con una quantità pari a 134.069 CV (213.471
CV 2013 III Trim a dicembre).
Seguono i CV 2013 I Trim con un numero di certificati scambiati
pari a 82.335 (434.887 CV 2013 I Trim, la quantità presente sul
mercato il mese scorso), i CV 2012 con un volume pari a 73.541
(93.662 CV 2012 i titoli quotati nel mese di dicembre) e i CV
2012 TRL, non presenti lo scorso mese sulla piattaforma CV,
con un numero di certificati pari a 13.914.
Scambi ancora più modesti registrati per i CV 2011, con 13.047
titoli movimentati sulla piattaforma (6.357 i volumi dei CV 2011
a dicembre).
Per quanto riguarda i prezzi medi registrati sul mercato dei CV
nel mese di gennaio, è stato osservato un trend in aumento
rispetto al mese precedente, infatti i CV 2013 IV Trim, i CV 2013
III Trim e i CV 2012, hanno fatto registrare un prezzo medio pari
rispettivamente a 87,98 €/MWh, 87,99 €/MWh, e 86,30 €/MWh,
con un aumento rispetto al mese di dicembre di 3,18 €/MWh,
1,76 €/MWh e 1,73 €/MWh, mentre i CV_2013 II Trim e i CV
2013 I Trim hanno segnato un aumento del prezzo medio di
1,51 €/MWh e di 0,63 €/MWh, con un prezzo medio registrato
rispettivamente pari a 88,03 €/MWh e 88,42 €/MWh.
Per quanto riguarda i CV 2011 il prezzo medio ponderato è stato
pari a 85,08 con un aumento pari a 0,34 €/MWh rispetto al mese
precedente e infine il prezzo medio dei CV 2012 TRL rilevato a
gennaio è stato pari a 87,49 €/MWh.
Di seguito la Tabella riassuntiva delle transazioni relativa al mese
di gennaio 2014:
(1) Da febbraio 2008, in applicazione della Legge Finanziaria 2008, è stata
modificata la taglia dei Certificati Verdi (CV), che è passata da 50 MWh ad 1
MWh.
CV, risultato del mercato GME - gennaio 2014
Fonte: GME
Periodo di riferimento
Volumi scambiati (n.CV)
2011
2011_Tipo_CV
13.047
Valore Totale (€)
2012
2012_Tipo_CV
1.110.047,40
73.541
6.346.419,03
2012_TRL
I Trim 2013
II Trim 2013
III Trim 2013
IV Trim 2013
2012_Tipo_CV_TRL
2013_Tipo_CV_Trim_I
2013_Tipo_CV_Trim_II
2013_Tipo_CV_Trim_III
2013_Tipo_CV_Trim_IV
13.914
1.217.387,61
82.335
7.279.710,35
136.251
11.994.208,07
134.069
11.797.392,80
358.461
31.536.910,05
Prezzo minimo (€/CV)
84,80
84,40
84,10
87,50
87,45
85,00
85,00
Prezzo massimo (€/CV)
85,50
89,00
88,70
89,40
88,90
88,94
88,90
Prezzo medio (€/CV)
85,08
86,30
87,49
88,42
88,03
87,99
87,98
0,70
4,60
4,60
1,90
1,45
3,94
CV, numero di certificati scambiati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2014)
N. CV
Fonte: GME
Totale CV: 811.618
400.000
358.461
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
13.047
136.251
134.069
II Trim 2013
III Trim 2013
82.335
73.541
13.914
0
2011
2011_TRL
2012
2012_TRL
I Trim 2013
3,90
IV Trim 2013
Tipologia
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REPORT │ GENNAIO 2014
mercati per l'ambiente
(continua)
CV, controvalore delle transazioni per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2014)
Fonte: GME
Milioni di €
35,00
31,54
30,00
25,00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
11,80
II Trim 2013
III Trim 2013
7,28
6,35
1,11
11,99
1,22
2011
2011_TRL
2012
2012_TRL
I Trim 2013
IV Trim 2013
Tipologia
CV, prezzi dei certificati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2013)
€/MWh
Prezzo minimo
Prezzo massimo
Fonte: GME
Prezzo medio
90,00
89,00
88,00
86,00
88,70
88,42
87,49
84,40
84,00
2011
87,50
88,90
88,94
88,90
88,03
87,45
87,99
87,98
85,00
85,00
86,30
85,50
85,08
84,80
82,00
89,40
2011_TRL
2012
84,10
2012_TRL
I Trim 2013
II Trim 2013
III Trim 2013
IV Trim 2013
Tipologia
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REPORT │ GENNAIO 2014
mercati per l'ambiente
(continua)
Nel corso del mese di gennaio 2014 sono stati scambiati
131.861.221 CV, attraverso contratti bilaterali, (6.076.400 CV
il mese scorso) delle varie tipologie.
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - gennaio 2014
Fonte: GME
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - gennaio 2014
1.400.000
1.280.075
1.200.000
Quantità
1.000.000
800.000
600.000
400.000
267.238
200.000
0
10.068
2.618
0
(0-10)
3.576
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100)
100+
Classi di prezzo (€/MWh)
La media dei prezzi dei CV scambiati attraverso i bilaterali,
nel corso del mese di gennaio, è stata pari a 84,33 €/MWh,
minore di 3,5 €/MWh rispetto alla media registra sul mercato
organizzato (87,83 €/MWh).
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REPORT │ GENNAIO 2014
mercati per l'ambiente
Mercato europeo delle unità di emissione
A cura del GME
■
Le aste effettuate sulla Borsa EEX dalla Germania
hanno immesso sul mercato un numero di EUA Fase III pari
a 84.130.500 (50.172.500 EUA Fase III lo scorso mese di
dicembre).
Il programma di backloading, stante il rialzo dei prezzi, sembra
aver intrapreso la giusta direzione anche se la Commissione
Industria del Parlamento UE resta fortemente contraria
EUA, mercato a pronti - media settimanale (2013)
€/tCO2 €/tCO2
6
6
5
5
4
4
EEX-EUEA NordPool
soprattutto sul numero delle quote da bloccare nel 2014.
Il titolo di riferimento si conferma questo mese il
migliore sulle piazze dei derivati sulle commodities.
Riguardo le rilevazioni dei prezzi settimanali, il contratto spot
(EU Emission Allowances 2013-2020) registrato sul mercato
EEX, ha evidenziato un andamento pari a 4,5 €/tonn a inizio
mese e 5,55 €/tonn a fine mese.
Fonte: elaborazione GME su dati Thomson Reuters
ECX ICE-ECX-EUA
3
3
2
2
1
1
0
0
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 1 2 3 4 5
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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 2 3
Settimane dal 2013-2014
Settimane 2013-2014
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REPORT │ GENNAIO 2014
mercati per l'ambiente
(continua)
In relazione, all’evoluzione mensile dei prezzi del contratto
future di riferimento, con consegna Dicembre 2013 (ICE ECX
- EUA DEC_13 – monthly) il titolo ha chiuso con settlement
price a 4,62 €/tonn all’inizio del mese sino a chiudere a fine
mese, con settlement price pari a 4,36 €/tonn.
EUA, mercato a termine, prezzi settimanali
€/tCO2
6
€/tCO2
Il grafico sottostante rappresenta l’andamento medio
settimanale delle EUAs con scadenza 2013 sui maggiori
mercati europei.
Fonte: elaborazione GME su dati Thomson Reuters
EEX-EUEA
EEX-EUEA
ICE-ECX-EUA
ICE-ECX-EUA
6
5
5
4
4
3
3
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2
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1
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0
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Settimane dal 2013-2014
Settimane 2013-2014
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REPORT │ GENNAIO 2014
mercati per l'ambiente
Nuovo pacchetto Clima-Energia e target al 2030
di Emanuele Vendramin (RIE)
(continua dalla prima)
A differenza delle fasi precedenti viene, invece, escluso l’utilizzo
dei crediti internazionali nell’ETS (il raggiungimento degli
obiettivi sarà quindi conseguito unicamente mediante misure
interne). Qualora in sede di negoziati internazionali si riuscisse
a definire un nuovo accordo globale sul clima contenente
chiari obiettivi emissivi per i principali Paesi emettitori la
Commissione si riserva la possibilità di inasprire ulteriormente
il target emissivo previsto con l’opzione di reintrodurre alcuni
strumenti di flessibilità quali l’impiego dei crediti internazionali.
Il secondo obiettivo proposto riguarda la percentuale di fonti
rinnovabili nel mix energetico europeo che sale al 27% entro
il 2030. Tuttavia, a differenza dell’obiettivo emissivo, il target
risulta vincolante solo per l’Unione, non prevedendo quindi
sotto-obiettivi da allocare ai singoli Stati membri. Viene così
lasciato un ampio margine di flessibilità agli Stati per definire,
di concerto con la Commissione, la propria quota di rinnovabili
ed il proprio contributo per il conseguimento dell’obiettivo
europeo al 2030. La Commissione sostiene, infatti, che i due
target sono strettamente collegati e complementari, dato che il
perseguimento dell’obiettivo emissivo consentirà già di per sé di
raggiungere la quota del 27% di fonti rinnovabili, per cui l’obiettivo
europeo diventa indispensabile per garantire una visione
di lungo periodo agli investitori, mentre l’assenza di obblighi
nazionali consentirà una maggiore efficienza nell’allocazione
delle risorse ed un maggior interscambio dell’energia verde tra
gli Stati membri. Il pacchetto di proposte non contiene invece
target per l’impiego di rinnovabili nei trasporti e sospende, a
partire dal 2020, ogni sorta di incentivazione ai biocombustibili
derivanti da prodotti utilizzati in ambito alimentare.
A differenza del 20-20-20 non vengono definiti obblighi riguardo
l’efficienza energetica, nonostante essa venga considerata
uno dei cardini della politica climatica europea, rimandando
al secondo semestre di quest’anno, quando verrà rivista la
Direttiva sull’Efficienza Energetica a fronte dei risultati raggiunti
dall’Unione, un suo rafforzamento ed eventualmente una sua
estensione al 2030.
Oltre alla definizione di obiettivi climatici il nuovo pacchetto
contiene una serie di misure volte a ristrutturare il mercato europeo
del carbonio, che attualmente vede minata la sua credibilità
a causa dell’enorme surplus di permessi (che tra titoli EUA e
crediti internazionali ammonta a quasi due miliardi di quote) e
del conseguente crollo dei prezzi, e a rimodellare lo strumento
in modo da renderlo più efficace nel rispondere alle dinamiche
del mercato. Viene così introdotto un meccanismo di riserva
(una sorta di banca centrale della CO2 con il compito di regolare
il quantitativo di permessi presenti sul mercato) che cercherà di
riassorbire l’eccesso di quote in circolazione e riportare fiducia
agli operatori. La riserva, che avrà regole ben definite e precise
, non lascerà margini di discrezionalità alla Commissione o
agli Stati membri, e permetterà un aggiustamento dinamico
del mercato, regolando automaticamente il numero di quote
da mettere all'asta e rappresenterà, al tempo stesso, anche
uno strumento di flessibilità dato che potrà immettere permessi
sul mercato in caso di improvvisi e temporanei aumenti della
domanda mitigando l’impatto sull’industria e sui settori esposti
alla concorrenza internazionale (carbon leakage). L’intervento
che segue di poco la formale approvazione della proposta
di backloading (in cui la Commissione ha ricalendarizzato
il numero di permessi da mettere all’asta durante il periodo
2013-2020) dovrebbe, inoltre, avere delle ripercussioni sui
prezzi dei permessi anche nel breve periodo, risollevandoli
dai minimi toccati tra aprile e maggio 2013. La riserva diverrà
operativa dal 2021 quando, restituite le quote accantonate con
il backloading, il mercato affronterà un nuovo picco di offerta.
Altre modifiche riguardano il completamento del mercato
unico dell’energia elettrica e del gas e lo spostamento dei
sussidi dalle tecnologie rinnovabili ormai mature a nuove
tecnologie ad elevato potenziale. In base all’analisi condotta
dalla Commissione e riportata nell’impact assesment che
accompagna il pacchetto, un mercato comunitario integrato
e competitivo potrà, infatti, portare a risparmi compresi tra
40-70 miliardi di euro al 2030 a tutto vantaggio della piccola
industria e dei consumatori domestici. Verranno inoltre
mantenuti gli attuali criteri di allocazione per i settori esposti
al rischio delocalizzazione (carbon leakage) ed una revisione
della lista dei settori esposti non avverrà prima del 2020. Al
fine di preservare la sicurezza nelle forniture energetiche
proseguiranno le attività per l’esplorazione di nuovi giacimenti
di combustibili fossili (in particolar modo gas metano) e di
combustibili non convenzionali (shale gas), nonché i programmi
nucleari nel pieno rispetto della normativa europea esistente
e delle scelte energetiche degli Stati membri. Saranno
incentivate le realizzazioni di infrastrutture di interconnessione
transfrontaliere delle reti elettriche e del gas così come gli sforzi
degli Stati membri per ridurre l’intensità energetica e migliorare
le performance degli edifici, dei prodotti e dei processi.
Gli Stati membri potranno contribuire autonomamente ad ulteriori
riduzioni emissive nei trasporti attraverso forme di tassazione
sui combustibili e sui veicoli, applicando una carbon tax, in
linea con la proposta di Direttiva sulla tassazione dei prodotti
energetici. A livello internazionale invece l’Europa parteciperà
attivamente e di concerto con l’ICAO (International Civil Aviation
Organisation) per definire un meccanismo finalizzato a ridurre
le emissioni dell’aviazione a partire dal 2020, così come per
trovare le misure più appropriate per abbattere le emissioni
del trasporto marittimo. Infine, per assicurare che tutti i settori
contribuiscano in maniera efficiente agli sforzi di mitigazione del
cambiamento climatico, gli assorbimenti di gas serra derivanti
dalla gestione del suolo e delle foreste (LULUCF) saranno
inclusi nei target nazionali di riduzione al 2030.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Nuovo pacchetto Clima-Energia e target al 2030
(continua)
La situazione attuale e la proiezione al 2030 in base al
modello PRIMES
Analizzando la posizione dell’Unione e dell’Italia rispetto ai
target climatici contenuti nella proposta di nuovo pacchetto,
in base agli ultimi dati a consuntivo disponibili (2012 ) e agli
scenari elaborati con il modello PRIMES , per l’Europa a 28 si
evince che:
• ha già ridotto del 18% rispetto al 1990 le proprie emissioni
di gas serra e, sulla base delle politiche già implementate, è
attesa un’ulteriore riduzione del 24% al 2020 che aumenterà
fino al 32% al 2030;
• la quota di energia rinnovabile nel 2012 si attesta al 13%
dei consumi finali lordi e, sempre sulla base delle politiche già
implementate, si porterà al 21% del mix nel 2020 e al 24% nel
2030;
• l’intensità energetica si è ridotta del 24% tra il 1995 ed il 2011,
con un miglioramento nell’industria del 30%;
• l’intensità carbonica è diminuita del 28% tra il 1995 ed il
2010.
Per l’Italia invece la performance climatica risulta la seguente:
• nel 2012 le emissioni di gas serra sono risultate inferiori
del 10% rispetto al 1990 e, sulla base delle politiche già
implementate, è attesa un’ulteriore riduzione del 14% al 2020
che aumenterà fino al 20% al 2030;
• nel 2012 la percentuale di energia rinnovabile in rapporto ai
consumi finali lordi si attesta all’11,5%, che, sempre sulla base
delle politiche già implementate, crescerà fino al 17,5% nel
2020 e al 20% nel 2030.
Limitandosi all’analisi dei dati europei, non essendo ancora
nota la disaggregazione del target emissivo per l’Italia, si tratta
di obiettivi in linea con la curva di riduzione già esistente e
che non dovrebbero richiedere un significativo impegno
supplementare. Per quanto riguarda le emissioni lo sforzo
aggiuntivo sarebbe pari ad un 8%, mentre per le rinnovabili
soltanto un 3% rispetto allo scenario tendenziale. Tali obiettivi
richiederanno sicuramente una prosecuzione delle politiche
ambientali implementate finora (il taglio delle emissioni del
40% è il doppio di quanto stabilito per il 2020), ma comunque
si prefigurano come raggiungibili.
I commenti
Ancor prima che venisse pubblicata la proposta di riforma
del pacchetto clima-energia si erano mosse le varie lobby:
l’industria energivora per un unico target, quello emissivo,
e di portata inferiore (35%), le associazioni ambientaliste
che chiedevano tutti i target vincolanti e quello emissivo più
ambizioso (50-55%). Gli Stati membri si sono espressi in
ordine sparso a seconda degli interessi specifici o di chi
rilasciava dichiarazioni. Facendo tesoro della breve esperienza
di politiche climatiche in Europa si possono muovere alcune
considerazioni. A dicembre 2008, durante la definizione del
primo pacchetto clima-energia, si erano paventati gli eccessivi
costi che sarebbero ricaduti sull’industria e sui cittadini europei
a causa del 20-20-20. A distanza di solo cinque anni non si è
invece assistito a nulla di tutto ciò. Anzi a fronte dei risultati
climatici ottenuti l’industria energivora, inclusa nell’ETS, ha
registrato complessivamente un saldo netto di circa 1,9 miliardi
di euro, in cui l’ETS ha avuto un effetto anticiclico fungendo da
polizza assicurativa contro la recessione e la crisi finanziaria
internazionale. Anche per gli Stati membri responsabili dei
settori non-ETS la compliance è risultata molto meno onerosa
del previsto per il crollo dei prezzi dei permessi (compresi
quelli dei crediti internazionali) e per un deciso calo delle
emissioni negli ultimi quattro anni. L’affermazione è ancor più
vera se la si contestualizza all’ambito italiano. Tuttavia, come
è ben noto, l’Europa (e in particolare l’Italia) è stata colpita da
eventi macroeconomici di portata inimmaginabile al momento
dell’approvazione del primo Pacchetto clima-energia che hanno
provocato un drastico calo dei consumi e del reddito. Stimare
i costi di un pacchetto contenente obiettivi climatici definiti
indipendentemente dal valore che assumeranno le variabili
che li determinano (come ad esempio il reddito e i consumi di
energia) è dunque un’operazione velleitaria. Se si pensa che
sono state ampiamente disattese le stime utilizzate dalla stessa
Commissione nel giro di un paio d’anni, come si può prevedere
l’impatto economico che avranno delle misure al 2030? Sarebbe
quindi stato più appropriato che la Commissione, invece di
ripercorrere gli errori del passato, presentasse un pacchetto di
obiettivi dinamici (come ad esempio un indicatore di intensità
carbonica) che tenessero conto del contesto reale (e non di
quello stimato) in cui si troverà l’Europa nel 2030.
Sembra, invece, più corretta la definizione di un target sulle
rinnovabili solo a livello europeo e non a livello nazionale. Se
si guarda sempre al passato, si vede come la definizione di
un triplice obiettivo nel primo Pacchetto ha innegabilmente
prodotto una sovrapposizione di politiche che hanno
fortemente penalizzato l’ETS. Infatti, pur differenziandosi molto
tra le diverse nazioni, per tecnologie e taglie degli impianti, le
incentivazioni per le fonti rinnovabili sono dell’ordine di qualche
centinaio di euro per tonnellata di CO2 evitata, a fronte di un
prezzo attuale dei permessi scambiati nell’ETS di circa 5 €/
tonCO2. Al tempo stesso la disaggregazione a livello nazionale
degli obiettivi sulle rinnovabili ha portato ad una sorta di
competizione dei diversi Stati membri sugli incentivi che hanno
fortemente distorto la concorrenza e non hanno consentito
un’allocazione efficiente delle risorse pubbliche (come per
esempio l’incentivazione di elevata potenza fotovoltaica in
Paesi a medio-bassa insolazione).
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Nuovo pacchetto Clima-Energia e target al 2030
(continua)
Ci si auspica quindi che la mancanza di target nazionali
consenta un’armonizzazione a livello europeo delle politiche
di sostegno alle fonti rinnovabili ed un livello più efficiente di
supporto alle diverse tecnologie. Tuttavia, quest’operazione
necessita di un largo consenso tra gli Stati membri non solo
sulla politica climatica e ambientale, ma soprattutto sulla
politica economica ed industriale.
1 Dal 2021, basandosi sulle rilevazioni dell’anno precedente, il 12% del numero totale di permessi in circolazione potrà essere accantonato a riserva se questo ammontare supererà
i 100 milioni. Ad esempio se nel 2019 il numero di permessi sul mercato ammonterà a 1,3 miliardi, il 12% del totale (156 milioni, che risultano superori alla soglia dei 100 milioni)
saranno messi a riserva nel 2021 sottraendoli dai volumi messi all’asta. Parimenti se il numero di permessi in circolazione risulterà inferiore a 400 milioni la riserva rilascerà 100
milioni di permessi. Inoltre se per più di sei mesi consecutivi il prezzo dei permessi sarà superiore di più di tre volte alla media del prezzo dei due anni precedenti (anche se il numero
dei permessi in circolazione è superiore ai 400 milioni) i permessi saranno rilasciati dalla riserva.
2 “Trends and projections in Europe 2013 – Tracking progress towards Europe’s climate and enrgy targets until 2020” EEA report.
3 Contenuti nel documento di recente pubblicazione “EU Energy, transport and GHG emissions trends to 2050 - Reference scenario 2013”.
4 Anche se il target sull’efficienza energetica non è vincolante per gli Stati membri.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Novità normative di settore
A cura del GME
ENERGIA ELETTRICA
■ Delibera 23 gennaio 2014 13/2014/R/efr │“Definizione
del contributo tariffario a copertura dei costi sostenuti
dai distributori soggetti agli obblighi in materia di titoli
di efficienza energetica a decorrere dall’anno d’obbligo
2013”│pubblicata
il
24
gennaio
2014│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/14/013-14.htm
Con il provvedimento in oggetto il Regolatore - in attuazione
dell’Art. 9 del DM 28 dicembre 2012 del MiSE - ha definito i
nuovi criteri per la quantificazione del contributo tariffario per i
titoli di efficienza energetica (nel seguito: TEE) da riconoscere
ai distributori obbligati a partire dall'anno d'obbligo 2013.
In ottemperanza a quanto disposto dal citato DM, i nuovi
criteri applicati dall’AEEG per il calcolo del contributo tariffario
unitario prevedono che tale contributo venga calcolato,
ed opportunamente aggiornato, in modo tale da riflettere
l’andamento del prezzo dei certificati bianchi riscontrato sul
relativo mercato.
In precedenza, il contributo tariffario veniva definito ex
ante, prima dell'inizio dell'anno d'obbligo, tenendo conto
esclusivamente della variazione percentuale media delle
bollette di energia elettrica, gas e gasolio per riscaldamento,
senza alcun riferimento ai prezzi registrati sul mercato TEE.
Come anticipato dall’AEEG con il DCO 485/2013/R/efr, il nuovo
meccanismo prevede che all'inizio di ogni anno d'obbligo
il Regolatore definisca e pubblichi il valore del contributo
preventivo, che tuttavia non viene immediatamente riconosciuto
ai distributori soggetti agli obblighi, ma costituisce il segnale di
riferimento per il mercato TEE. Solo al termine di ogni anno
d'obbligo, l'Autorità calcola, secondo la formula indicata nel
provvedimento in oggetto, il contributo tariffario definitivo che
verrà effettivamente erogato ai distributori obbligati.
ll meccanismo e le formule di calcolo sono appositamente
strutturate in modo tale che qualora al termine dell’anno i prezzi
del mercato TEE si rivelassero più alti rispetto al contributo
preventivo, parte dei maggiori costi rimarrebbe in capo ai
distributori obbligati che, pertanto, verrebbero implicitamente
indotti a contenere il più possibile eventuali aumenti dei prezzi
sul mercato TEE. Specularmente, se i prezzi di mercato si
rivelassero inferiori rispetto al contributo preventivo, nella fase
di erogazione del contributo definitivo, solo una parte dei minori
costi di acquisto dei titoli verrebbe riconosciuta ai distributori.
In prima applicazione, per il 2013, non essendoci valori di
riferimento precedenti, il contributo preventivo è stato fissato
a 96,43 €/TEE, sulla base dei valori di scambio registrati sul
mercato TEE negli ultimi due anni, anche al fine di ridurre il
precedente disequilibrio accumulato tra contributi sinora
riconosciuti ai distributori e prezzi medi registrati sul mercato
TEE.
A partire dal prossimo anno, e fino all’anno d’obbligo 2016, il
contributo preventivo verrà quantificato sulla base del contributo
definitivo riconosciuto l'anno precedente, corretto in funzione
delle variazioni percentuali delle bollette energetiche dei clienti
domestici.
Relativamente alla modalità di erogazione del contributo
definitivo annuo, il provvedimento de quo dispone che tale
erogazione verrà effettuata da Cassa Conguaglio per il
settore elettrico, ai sensi dell’Art. 16 del DM 28 dicembre
2012, su specifica richiesta del Gestore dei Servizi Energetici
S.p.A. dopo aver completato le operazioni di verifica di cui
all’articolo 13, comma 2, del medesimo DM e, comunque, fino
al raggiungimento dell’obiettivo specifico aggiornato in capo al
medesimo distributore.
Da ultimo, l’AEEG segnala che con l’entrata in vigore del
provvedimento in oggetto, sono abrogate le deliberazioni 219/04
e 98/06 e viene contestualmente dato mandato al Direttore della
Direzione Mercati dell’AEEG di avviare un’analisi specifica,
anche per il tramite di università ed enti di ricerca, finalizzata alla
definizione/riformulazione del contributo tariffario a preventivo
in funzione dei costi marginali di investimento necessari per la
realizzazione degli interventi di efficienza energetica.
■ Comunicato agli operatori dell’AEEG │“Aggiornamento
dei prezzi minimi garantiti per l’anno 2014 - ai sensi
della deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica
e il gas 6 novembre 2007, n. 280/07”│pubblicato
il
30
gennaio
2014│Download
http://www.
autorita.energia.it/it/comunicati/14/140130.htm
Con il comunicato in oggetto l’AEEG ha reso noto che con
deliberazione 618/2013/R/efr è stata modificata ed aggiornata
la deliberazione n. 280/07, al fine di definire la nuova struttura
e i nuovi valori dei prezzi minimi garantiti da applicarsi a partire
dal 1 gennaio 2014.
Nell’ambito del sistema d’incentivazione previsto dal
meccanismo del Ritiro Dedicato, si ricorda brevemente che
la delibera ARG/elt n. 280/07 ha stabilito all’Art. 7 comma 1
che il Regolatore “[..] definisce i prezzi minimi garantiti per il
ritiro dell’energia elettrica immessa annualmente dagli impianti
idroelettrici di potenza nominale media annua fino a 1 MW e dagli
impianti alimentati dalle altre fonti rinnovabili di potenza attiva
nominale fino a 1 MW, ad eccezione delle centrali ibride [..]”. Al
successivo comma 5, il medesimo articolo ha inoltre previsto
che “[..] i prezzi minimi garantiti sono definiti applicando, su base
annuale, ai valori in vigore nell’anno solare precedente, il tasso
di variazione annuale dei prezzi al consumo per le famiglie di
operai e impiegati rilevato dall’Istat, con arrotondamento alla
prima cifra decimale secondo il criterio commerciale.[..]”.
Ciò premesso, sulla base dei dati pubblicati dall'Istat, la
variazione percentuale media annua dell'indice dei prezzi al
consumo per le famiglie di operai e impiegati dell'anno 2013
rispetto all'anno 2012 è risultata pari a + 1,1%. Pertanto, i valori
di riferimento per l'anno 2014 dei prezzi minimi garantiti per
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza nominale
elettrica fino a 1 MW, sono aggiornati e pubblicati dall’AEEG
con la Tabella allegata al comunicato in oggetto.
■ Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del
27 dicembre 2013│”Modifiche al Testo Integrato della
Disciplina del mercato elettrico”│pubblicato sulla G.U.
Serie Generale n. 21 del 27 gennaio 2014│Download
h t t p : / / w w w . s v i l u p p o e c o n o m i c o . g o v. i t / i n d e x .
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darea2=0&sectionid=4&andor=AND&idarea3=0&andorc
at=AND&partebassaType=4&MvediT=1&showMenu=1&
showCat=1&idarea1=0&idarea4=0&idareaCalendario1=0
&showArchiveNewsBotton=1&id=2030027&viewType=0
Con il decreto in oggetto, il Ministero dello Sviluppo Economico
ha approvato le modifiche urgenti al Testo integrato della
disciplina del mercato elettrico (nel seguito: Disciplina),
relative al mercato dei certificati verdi, adottate dal GME, ai
sensi dell’articolo 3, comma 3.5, della medesima Disciplina in adempimento delle previsioni di cui al Decreto del Ministro
dello Sviluppo Economico 6 luglio 2012 - già valide ed efficaci a
decorrere dal 6 giugno 2013, data di pubblicazione delle stesse
sul sito Internet del GME stesso.
Con il medesimo decreto, il Ministro dello Sviluppo Economico
ha altresì approvato le modifiche alla Disciplina predisposte dal
GME ai sensi dell’articolo 3, comma 3.4, della Disciplina stessa
– inerenti l’abolizione del collegio dei probiviri, preventivamente
sottoposte al processo di pubblica consultazione presso
la compagine dei soggetti interessati con il documento di
consultazione n. 01/2013 - avente ad oggetto l’“Abolizione del
Collegio dei Probiviri”.
GAS
■ Delibera 23 gennaio 2014 12/2014/R/gas│ “Approvazione
di una proposta di modifica al Regolamento della
piattaforma del bilanciamento di merito economico
del gas naturale, predisposta dal Gestore dei Mercati
Energetici”│pubblicata il 24 gennaio 2014│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/14/012-14.htm
Con la deliberazione in oggetto, l’AEEG ha approvato la
proposta di modifica del Regolamento PB – GAS, entrata in
vigore in data 14 novembre 2013 con la pubblicazione sul sito
internet del GME, predisposta dal GME stesso secondo la
procedura di modifica urgente di cui all’articolo 3, comma 3.7
del Regolamento medesimo.
Le proposte di modifica ed integrazione apportate al
Regolamento della PB-GAS sono state volte a consentire
l’introduzione, nell’ambito della PB-GAS, della sessione
di mercato locational (comparto G-1 della PB-GAS) di cui
alla deliberazione 446/2013/R/GAS al fine di consentire
l’approvvigionamento da parte del responsabile del
bilanciamento di risorse flessibili ulteriori allo stoccaggio per
compensare lo sbilanciamento previsionale del sistema.
■ Delibera 31 gennaio 2014 27/2014/R/gas│“Disposizioni
in materia di bilanciamento di merito economico del gas
naturale”│pubblicata 31 gennaio 2014│Download http://
www.autorita.energia.it/it/docs/14/027-14.htm
Facendo seguito a quanto disposto con la deliberazione
645/2013/E/GAS, l’AEEG ha approvato con modifiche la
proposta di aggiornamento del codice di rete e le condizioni
di accesso al PSV formulate da SRG al fine di consentire
l’operatività delle misure richiamate dalla predetta delibera a
decorrere dal 1 febbraio 2014. In dettaglio, con riferimento al
Codice di rete l’AEEG ha disposto, inter alia, che Snam Rete
Gas:
• trasmetta all’AEEG stessa, in tempo utile per la sua attuazione
a decorrere dal 15 febbraio 2014, un ulteriore proposta di
modifica del codice di rete volta a rendere coerente la disciplina
del line-pack e della relativa funzione di costo, con le disposizioni
di cui alla deliberazione 446/2013/R/GAS. Nelle more che SRG
adempia a tale obbligo, la gestione del line-pack nell’ambito
della sessione di mercato locational sarà effettuata secondo
le modalità previste per la prestazione di stoccaggio di cui al
punto 1 della deliberazione 552/2013/R/GAS con reintegro nel
giorno G+1;
• pubblichi, non appena disponibili, i valori stimati e
successivamente aggiornati dell’entità di line-pack, della
capacità di erogazione delle imprese di trasporto nonché della
capacità di erogazione di stoccaggio disponibili nell’ambito
della sessione di mercato locational;
• chiarisca che il prezzo di remunerazione delle offerte accettate
sul comparto G-1 della PB-GAS potrebbe variare in relazione
alla risorsa offerta qualora venissero saturati i limiti di utilizzo
definiti per ciascuna risorsa flessibile;
Fatto salva l’applicazione del regime transitorio di cui al punto
11 della deliberazione 446/2013/R/GAS, l’AEEG ha previsto
l’entrata in vigore delle modifiche apportate al codice di rete
da SRG con decorrenza non successiva alla sessione di
mercato del comparto G-1 della PB-GAS relativa la giorno di
bilanciamento 4 febbraio 2014.
Con il medesimo provvedimento l’AEEG ha altresì disposto:
• l’approvazione delle modifiche apportate alla Convenzione
sottoscritta dal GME e da Snam Rete Gas ai sensi dell’articolo 3
della deliberazione ARG/gas 45/11 come ss.mm.ii. predisposte
al fine di disciplinare i flussi informativi tra il GME e SRG relativi
alle ulteriori risorse flessibili di gas che a decorrere dal giorno
gas 4 febbraio 2014 verranno rese disponibili nell’ambito del
comparto G-1 della PB-GAS;
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
• l’approvazione delle modifiche al codice di stoccaggio della
società Stogit;
• l’adozione delle modifiche alla deliberazione ARG/Gas
45/11 necessarie per aggiornare i criteri di determinazione
del prezzo di sbilanciamento di cui all’art. 7ter.1 della predetta
deliberazione nonché quelli relativi al calcolo dei quantitativi di
gas che il responsabile del bilanciamento dovrà approvvigionare
nell’ambito della sessione di mercato locational.
■ Comunicato del GME │“ Giorno gas 4 febbraio: avvio
nuove funzionalità comparto g-1 della PB-GAS”│
pubblicato il 31 gennaio 2014 │Download http://www.
mercatoelettrico.org/It/HomePage/popup.aspx?id=157
In attuazione di quanto disposto dalle deliberazioni dell’AEEG
446/2013/R/Gas,
520/2013/R/GAS,
552/2013/R/GAS,
645/2013/E/GAS con il comunicato in oggetto, il GME ha
reso noto agli operatori l’avvio operativo del nuovo assetto del
comparto G-1 della PB-GAS, nell’ambito del quale, a decorrere
dal giorno gas 4 febbraio 2014, sono ammesse alla negoziazione
le risorse flessibili di gas ulteriori rispetto alla risorsa import.
Le regole del funzionamento del comparto G-1, contenute
nel Regolamento della PB-GAS e nelle relative Disposizioni
Tecniche di Funzionamento (DTF), modificate ed integrate
dal GME ai sensi della procedura di modifica urgente di cui
all’articolo 3, comma 3.7, del Regolamento medesimo, sono
entrate in vigore in data 3 febbraio 2014 con la pubblicazione
sul sito internet del GME.
A seguito della modifiche introdotte, il comparto G-1 ha
assunto una configurazione di mercato di tipo zonale che
si declina nell’aggregazione dei punti di offerta riferibili alla
medesima risorsa flessibile di gas - in relazione ai quali gli
operatori della PB-GAS potranno presentare le proprie offerte
di acquisto/vendita in ciascuna sessione - in zone di mercato.
L’articolazione zonale del comparto G-1 della PB-GAS, tiene
conto degli eventuali limiti di utilizzo, indicati da Snam Rete
Gas, corrispondenti alla quantità massima di gas relativa ad
una medesima risorsa flessibile che può essere negoziata
in acquisto e in vendita sul comparto G-1. In dettaglio, sul
comparto G-1 sono configurate le seguenti zone:
d) Zona LNG, nella quale sono collocati i punti di offerta relativi
agli operatori con disponibilità di gas presso i terminali di
rigassificazione. Rispetto alla Zona LNG, SRG non definisce
alcun limite di utilizzo;
e) Zona Linepack e capacità non utilizzata Stogit, nella quale
sono collocati i punti di offerta relativi agli operatori con
disponibilità di gas presso i siti di stoccaggio di Stogit S.p.A.,
ai quali SRG rende disponibili quote di linepack, nonché la
capacità di erogazione e/o di iniezione presso Stogit che SRG
stessa prevede di non utilizzare nel giorno G. Rispetto alla
Zona Linepack e capacità non utilizzata Stogit, SRG definisce
i limiti di utilizzo;
f) Zona consegna al PSV nei giorni successivi al giorno G, nella
quale, nel caso vi sia disponibilità aggiuntiva di erogazione
presso Stogit che possa essere reintegrata entro un certo
periodo di tempo, sono collocati i punti di offerta relativi agli
operatori abilitati al PSV in corrispondenza dei quali gli operatori
stessi presentano offerte di vendita per gas da consegnare al
PSV nei giorni successivi al giorno G. Rispetto a tale zona
Snam Rete Gas definisce i limiti di utilizzo.
Ai fini della determinazione degli esiti delle sessioni di mercato
del comparto G-1 della PB-GAS, il GME applica alle offerte
presentate dagli operatori con riferimento ad una specifica
risorsa flessibile le eventuali funzioni di costo, definite da
Snam Rete Gas, ai sensi di quanto disposto dall’AEEG con le
deliberazioni 446/2013/R/GAS e 552/2013/R/GAS.
La partecipazione al comparto G-1 della PB-GAS è consentita
agli utenti del bilanciamento titolari delle risorse flessibili
ammesse a tale comparto iscritti alla PB-GAS.
Il primo giorno di mercato della nuova configurazione del
comparto G-1 della PB-GAS, relativo al giorno gas 4 febbraio
2014, è stato preceduto da un periodo di prove in bianco
(29 gennaio 2014 – 7 febbraio 2014), al quale sono stati
automaticamente abilitati tutti gli users delle piattaforme gas
attualmente gestite dal GME (P-GAS, MGAS e PB-GAS).
a) Zona Snam Rete Gas, nella quale è collocato il solo punto di
offerta sul quale sono presentate le offerte di acquisto/vendita
da parte di SRG. Rispetto a tale zona, SRG non definisce alcun
limite di utilizzo;
b) Zona Import, nella quale sono collocati i punti di offerta
relativi ai punti di interconnessione con l’estero. Rispetto a tale
zona SRG non definisce alcun limite di utilizzo;
c) Zona Edison Stoccaggio, nella quale sono collocati i punti di
offerta relativi agli operatori con disponibilità di gas presso i siti
di stoccaggio di Edison Stoccaggio S.p.A. Rispetto alla Zona
Edison Stoccaggio, SRG non definisce alcun limite di utilizzo;
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore (continua)
OIL
■ Comunicato del GME│“ Riapertura temporanea PDCoil”│pubblicata il 23 gennaio 2014│Download
http://www.mercatoelettrico.org/It/HomePage/popup.
aspx?id=151
Ai fini della costituzione della piattaforma di mercato della
logistica petrolifera di oli minerali di cui all’art. 21 del d.lgs.
249/2012, ed in particolare del set informativo funzionale
all’avvio della stessa, l’art. 21 comma 2 del predetto decreto
legislativo, prevede che i soggetti che a qualunque titolo
detengano, sul territorio nazionale capacità di stoccaggio di oli
minerali, anche non utilizzata, relativa a depositi la cui capacità
sia superiore a 3000 metri cubi, comunichino annualmente
al GME i dati relativi alle capacità nella propria disponibilità.
Per ottemperare a tale obbligo il GME ha predisposto la
piattaforma di rilevazione della capacità di stoccaggio di oli
minerali per (PDC-oil), per l’acquisizione e la gestione dei dati
anagrafici dei soggetti obbligati nonché delle informazioni e
dei dati afferenti la capacità logistica nella titolarità degli stessi
da effettuarsi utilizzando il modello di rilevazione approvato dal
Ministero dello Sviluppo Economico con decreto direttoriale
17371/2013 e secondo quanto indicato nella circolare del
Ministero dello sviluppo Economico n. 0013348 dell’1 luglio
2013.
Facendo seguito a quanto previsto dal Ministero dello
Sviluppo Economico nella successiva Circolare n. 0000813
del 15 gennaio 2014, con il comunicato in oggetto, il GME
ha reso nota la temporanea riapertura della PDC-oil per
consentire ai soggetti obbligati che non abbiano effettuato,
entro il termine dell’8 agosto 2013, la comunicazione dei dati
relativi alla capacità logistica di propria pertinenza, riferiti al 31
dicembre 2012, l’assolvimento dell’obbligo di comunicazione.
Pertanto i predetti soggetti potranno accedere alla PDC-oil ed
inserire comunicare i dati di capacità relativi ai propri depositi,
dal lunedì al venerdì dalle ore 09:30 alle ore 17:30 a partire
dal 10 febbraio 2014 e fino al 21 febbraio 2014.
dal Ministero stesso con decreto direttoriale 17371/2013, ai
fini della comunicazione al GME dei dati di capacità logistica
di oli minerali relativi all’anno 2013.
Facendo seguito a quanto da ultimo disposto dal MiSE
con la predetta circolare del 17 gennaio 2014, il GME, con
il comunicato in oggetto, ha reso noto che i soggetti tenuti
all’obbligo di comunicazione, iscritti alla PDC-oil, dovranno
inviare i dati di capacità logistica di propria pertinenza riferiti
al 31 dicembre 2013 tramite la piattaforma di rilevazione
PDC-oil, organizzata e gestita dal GME, esclusivamente a
decorrere dal 1 marzo 2014 fino al 31 marzo 2014, dal lunedì
al venerdì dalle ore 09:30 alle ore 17:30. A tal fine i soggetti
che hanno già effettuato l’iscrizione alla PDC-oil, potranno
utilizzare per l’accesso alla predetta piattaforma le medesime
credenziali fornite dal GME in esito alla procedura d’iscrizione,
già utilizzate nel corso della precedente rilevazione (18 luglio
2013 – 8 agosto 2013) riferita all’anno 2012.
■ Comunicato del GME “Comunicazione annuale dati
capacità anno 2013” │pubblicata il 13 febbraio 2014
│Download http://www.mercatoelettrico.org/It/HomePage/
popup.aspx?id=158
In continuità con quanto previsto dalla circolare n. 0013348
del 1 luglio 2013, il Ministero dello Sviluppo Economico,
con la successiva circolare ministeriale n. 0000957 del 17
gennaio 2014, ha fornito, ai soggetti tenuti ad adempiere
all’obbligo di comunicazione dei dati relativi alla capacità
di stoccaggio di oli minerali di cui all’art. 21, comma 2 del
d.lgs. 249/2012, le indicazioni necessarie per la corretta
compilazione del modello annuale di rilevazione, approvato
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Gli appuntamenti
13-16 febbraio
Future Build
Parma, Italia
Organizzatore: Fiera di Parma
www.futurebuild.it
5-6 marzo
Unconventional Gas
Londra, Regno Unito
Organizzatore: SMi Group
www.smi-online.co.uk
17 febbraio
La mobilità elettrica: un’opportunità per una città
sostenibile
Bari, Italia
Organizzatore: RSE
www.rse.it
5-7 marzo
10th Energy Efficiency and Renewable Energy Congress
for South-East Europe
Sofia, Bulgaria
Organizzatore: Via Expo
www.via-expo.com
17 – 19 febbraio – Roma
Corso di Formazione Emission Trading Scheme
Roma, Italia
Organizzatore: ISNOVA
www.isnova.net
10-13 marzo
EWEA 2014
Barcellona, Spagna
Organizzatore: EWEA
www.ewea.org
20 febbraio
Le c.d. frodi carosello in materia IVA
Milano, Italia
Organizzatore: Università Bocconi
www.bocconi.it
16-18 marzo
An introduction to the Italian gas and power markets
Lago di Como, Italia
Organizzatore: Alba soluzioni
www.albasoluzioni.com
26 febbraio
Energy Scenarios to 2035:Understanding our energy
future
Roma, Italia
Organizzatore: AIEE
www.aiee.it
14-31 marzo
1st International e-Conference on Energies
Svizzera
Organizzatore: ECE
www.sciforum.net
27 febbraio
ICE Nuclear 2014. Developing the UK's Industry
Londra, Regno Unito
Organizzatore: Institution of Civil Engineers
www.ice-conferences.com
27 febbraio
Regolazione tariffaria e della qualità del servizio
distribuzione gas per il periodo 2014-2019
Milano, Italia
Organizzatore: AEEG
www.autorita.energia.it
18 Marzo
The European Fuels Conference
Roma, Italia
Organizzatore:WRA
www.wraconferences.com
19 marzo
2nd ACER Gas Target Model Stakeholder Workshop
Ljubljana, Slovenia
Organizzatore: ACER
www.acer.europa.eu
27-28 febbraio
4th Annual Smart Grids Smart Cities Forum
Varsavia, Polonia
Organizzatore: Fleming Europe
www.energy.flemingeurope.com
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APPUNTAMENTI
appuntamenti
Gli appuntamenti
19-21 marzo
Expocomfort
Milano, Italia
Organizzatore: MCE
www.mcexpocomfort.it
20-21 marzo
Asset Integrity Management in Oil & Gas 2014
Aberdeen, Regno Unito
Organizzatore: AIM
www.aim.insideintelligence.com
26 marzo
Renewable Energy Mediterranean Conference Exhlbition
Ravenna, Italia
Organizzatore: REM
www.remenergy.it
26-27 marzo
Energy Efficiency A Competitive Factor for the Industry
- An Effective Tool for the Environment
Ravenna, Italia
Organizzatore: REM Rene
www.remenergy.it
27-28 marzo
3rd International Conference on Informatics,
Environment, Energy and Applications
Shanghai, Cina
Organizzatore: SCIEI
www.ieea.org
27-28 marzo
CleanEquity Monaco 2014
Monaco, Germania
Organizzatore: Innovator Capital
www.cleanequitymonaco.com
27-28 marzo
Bilateral Meetings Event on Solar energy in urban
planning
Napoli, Italia
Organizzatore: ENEA
www.enea.it
27 marzo
Regolazione tariffaria e della qualità del servizio
distribuzione gas per il periodo 2014-2019
Milano, Italia
Organizzatore: AEEG
www.autorita.energia.it
27 marzo
Presentazione del secondo Rapporto Green Economy
"Un Green New Deal per l'Italia"
Roma, Italia
Organizzatore: ENEA
www.enea.it
27 e 28 marzo
Bilateral Meetings Event on Solar energy in urban
planning
Napoli, Italia
Organizzatore: ENEA
www.enea.it
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APPUNTAMENTI
appuntamenti
newsletter del gme
Pubblicazione mensile in formato elettronico
Iscrizione al Tribunale di Roma n. 456/07 del 28/09/07
Direttore Responsabile: Alessandro Talarico
Proprietario ed Editore: Gestore dei Mercati Energetici S.p.A.
Largo Tartini, 3/4 - 00198 Roma
www.mercatoelettrico.org
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Progetto a cura del GME, in collaborazione con
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R.I.E. S.r.l. - Ricerche Industriali ed Energetiche
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