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.
81
APRILE '15
approfondimenti
Quanto “vale” il mercato del heating and cooling?
di Mario Cirillo - REF-E
Le future decisioni di policy sul settore del heating and cooling1
e gli andamenti del relativo mercato potranno produrre effetti
significativi rispetto a tutti i pilastri della politica energeticoclimatica dell’Unione Europea. E’ per questo, oltre che
per colmare un importante gap nelle politiche UE, che la
recentissima strategia quadro per una “Unione dell’Energia”2
annuncia, tra i provvedimenti che la attueranno, un’azione
specifica per l’energia termica. L’orizzonte di riferimento
diviene necessariamente quello post-2020, dato che gli obiettivi
dell’attuale pacchetto clima-energia sono più che a portata di
mano3.
Viste le grandezze in gioco e la forte dipendenza dal gas, le
politiche per il settore, e in particolare i risultati che si riusciranno
ad ottenere in termini di efficienza energetica e impiego di fonti
rinnovabili, potranno fornire un contributo fondamentale alla
sicurezza energetica della UE.
Da un lato, la riduzione dei consumi finali di energia implicherà
un’azione decisa di riqualificazione del patrimonio immobiliare.
Dall’altro, il miglioramento dell’efficienza nei processi di
trasformazione e il maggiore ricorso all’energia rinnovabile
determineranno un’integrazione più forte del mercato del
heating and cooling con i sistemi e i mercati dell’elettricità e del
gas naturale.
I due comparti rilevanti sono quello degli edifici, in cui
l’energia termica è impiegata per la climatizzazione, e quello
dell’industria, in cui il calore è utilizzato come input nei processi
produttivi.
I consumi di energia del settore
I consumi di calore per climatizzazione (edifici) e di processo
(industria) rappresentano poco meno del 50% del consumo
finale di energia dei 28 Stati membri UE, che, nel 2011-2013,
si è mantenuto costante a circa 1100 Mtep. Gli altri due settori
d’uso, ossia la generazione elettrica ed il trasporto, pesano,
rispettivamente, poco più del 20% e poco più del 30%.
Il gas rappresenta la fonte energetica dominante nel mix di
energia “termica” arrivando a pesare più del 60% dei consumi
finali in Italia, Olanda e Regno Unito (Figura 1). La quota di
calore ottenuto da fonti rinnovabili (principalmente biomassa,
ma anche una parte dell’energia prodotta da pompe di calore
elettriche ed energia solare) si attesta, per la UE-28, a circa il
15% dei consumi finali: questa è superata in modo significativo
da pochi dei principali Stati membri. I combustibili solidi sono
impiegati prevalentemente
nell’industria, mentre la situazione è più differenziata per il
calore derivato (ottenuto principalmente da cogenerazione),
che in alcuni paesi è utilizzato per teleriscaldare utenze civili.
Dai dati appena descritti si deduce che analizzare il mercato
del heating and cooling significa ancora studiare la possibile
evoluzione di una quota molto rilevante di domanda di gas.
continua a pagina 29
in questo numero
■ REPORT/ MARZO 2015
■ APPROFONDIMENTI
Mercato elettrico Italia
pag 2
Mercato gas Italia
pag 11
Mercati energetici Europa
pag 16
Mercati per l'ambiente
pag 20
Quanto "vale" il mercato del heating
and cooling?
di Mario Cirillo REF-E
pagina 29
■ NOVITA' NORMATIVE
pagina 34
■ APPUNTAMENTI
pagina 37
Gli esiti del mercato elettrico
A cura del GME
■
A marzo gli scambi di energia nel Mercato del Giorno
Prima, registrano, dopo quello di febbraio, un nuovo aumento
su base annua (+1,0%). Sebbene di modesta entità, tali
aumenti potrebbero rappresentare il segnale di un’inversione
di tendenza della domanda elettrica dopo la pluriennale fase
di caduta. Le vendite degli impianti di produzione segnano una
crescita del 2,0%, sostenute dal gas tra le fonti tradizionali e
dall’eolico tra le fonti rinnovabili. Ancora in crescita la liquidità
del mercato che sale a 68,7%. Il prezzo di acquisto dell’energia
nella borsa elettrica (PUN), ai minimi dallo scorso settembre,
scende sotto i 50 €/MWh. In ribasso anche i prezzi dei prodotti
negoziati nel Mercato a Termine dell’energia elettrica, dove
il mensile baseload Aprile 2015 chiude il periodo di trading a
45,95 €/MWh.
MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP)
Il prezzo medio di acquisto (PUN), in calo di 4,52 €/MWh
su febbraio (-8,3%), si porta a 49,99 €/MWh, ai minimi da
settembre 2014. Il confronto con marzo 2014, quando il PUN
entrava in una lunga fase di stagnazione sui minimi storici,
registra invece un aumento di 3,26 €/MWh (+7,0%). L’analisi
per gruppi di ore rivela che il rialzo si è determinato nelle
ore fuori picco (+4,79 €/MWh; +11,5%), con il prezzo che
si attesta a 46,40 €/MWh, livello comunque più basso degli
ultimi otto mesi. Nelle ore di picco, invece, il prezzo, pari a
56,49, è restato pressoché invariato (-0,22 €/MWh, -0,4%). Il
rapporto picco/baseload scende pertanto a quota 1,13 (1,21
a marzo 2014) (Grafico 1 e Tabella 1).
Tabella 1: MGP, dati di sintesi
Fonte: GME
Prezzo medio di acquisto
Baseload
2015
2014
€/MWh
€/MWh
49,99
46,73
Volumi medi orari
Variazione
€/MWh
+3,26
%
Borsa
MWh
Liquidità
Sistema Italia
Var.
MWh
2015
2014
Var.
+7,0%
22.605
+5,5%
32.890
+1,0%
68,7%
65,8%
Picco
56,49
56,71
-0,22
-0,4%
27.496
+6,5%
39.788
+1,3%
69,1%
65,7%
Fuori picco
46,40
41,61
+4,79
+11,5%
19.910
+3,8%
29.088
-0,1%
68,4%
65,9%
Minimo orario
Massimo orario
11,13
96,25
2,23
149,43
60,1%
77,5%
54,8%
81,7%
13.730
31.479
21.522
44.258
Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN)
€/MWh
Fonte: GME
Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx)
2015
€/MWh
2014
65
48
62,23
60
59,58
59,27
57,97
50
45
54,59
54,50
55
51,10
24
49,99
51,34
3,17
36
46,73
3,26
45,76
46,66 47,02
46,42
12
47,17
0
-8,17
40
-12
gen
feb
mar
apr
ma
giu
lug
ago
set
ott
N E W SL E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 5 │ N U M E R O 8 1 │ P A G I N A 2
nov
dic
REPORT │ MARZO 2015
mercato elettrico italia
(continua)
Anche i prezzi di vendita zonali segnano ribassi rispetto a
febbraio e aumenti su base annua, con la sola eccezione della
Sicilia, che invece registra una lieve ripresa su febbraio (+1,0%)
ed un sensibile calo tendenziale (-15,1%). Il prezzo dell’isola,
pari a 56,14 €/MWh, resta comunque più alto di quello del Nord
(51,72 €/MWh) e di quello di tutte le altre zone allineatosi sotto i
47 €/MWh; il più basso ancora al Sud con 45,34 €/MWh (Grafico
2).
Grafico 2: MGP, prezzi di vendita
€/MWh
Nord
Centro Nord
Fonte: GME
Centro Sud
Sud
Sicilia
Sardegna
105
95
85
75
65
55
45
35
gen
feb
mar
apr
mag
giu
2014
giu
lug
lug
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
2014
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
mar
2013
I volumi di2012
energia elettrica scambiati nel Sistema Italia
segnano una nuova, seppur contenuta, ripresa tendenziale
(+1,0%) attestandosi a 24,4 milioni di MWh. In aumento
gli scambi nella borsa elettrica, pari a 16,8 milioni di MWh
(+5,5%), mentre gli scambi over the counter registrati sulla
Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica
MGP, di
offerta
di energia
TabellaTabella
2: MGP,2:offerta
energia
MWh
Borsa
Borsa
GSE
GSE
Operatori Operatori
MGP, domanda
di energia
Fonte: GMETabellaTabella
3: MGP,3:domanda
di energia
Fonte: GME
16.795.882
16.795.882
+5,5% +5,5%
68,7%
8.970.701
+17,4% +17,4%
36,7%
8.970.701
-18,5% -18,5%
15,4%
3.762.6373.762.637
7.641.4237.641.423
-7,6%
-43,7%
683.696 683.696
24.437.305
24.437.305
+1,0%
VOLUMI
NON VENDUTI18.710.580
18.710.580
VOLUMI NON
VENDUTI
-14,4%
OFFERTAOFFERTA
TOTALE TOTALE
Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica
MWh
Variazione
Variazione
Struttura Struttura
Zone nazionali
Zone nazionali
-1,3%
6.957.7276.957.727
Saldo
programmi
PCE
Saldo programmi PCE
-
VOLUMI VENDUTI
VOLUMI VENDUTI
apr
PCE e nominati su MGP scendono a 7,6 milioni di MWh
(-7,6%) (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato, sempre in
crescita nel 2015, registra anche un deciso aumento rispetto
a marzo 2014 (+2,9 punti percentuali) portandosi a 68,7%
(Grafico 3).
Fonte: GME
Zone estere
Zone estere
+10,9% +10,9%
16,6%
4.062.5454.062.545
Saldo programmi
PCE
- Saldo programmi
PCE
PCE MTE)
(incluso MTE)
PCE (incluso
Zone estere
Zone estere
mar
2015
43.147.886
43.147.886
-6,3%
-7,6%
31,3%
-43,7%
2,8%
-1,3%
28,5%
68,7%
36,7%
15,4%
16,6%
-
-6,3%
Borsa
Borsa
Acquirente
Unico
Acquirente
Unico
Altri
operatori
Altri operatori
PompaggiPompaggi
Zone estere
Zone estere
Saldo programmi
PCE
Saldo programmi
PCE
31,3%
2,8%
28,5%
+1,0%
100,0% 100,0%
-14,4%
MWh
PCE MTE)
(incluso MTE)
PCE (incluso
Zone estere
Zone estere
16.795.882
16.795.882
+5,5% +5,5%
68,7%
2.889.257
+19,9% +19,9%
11,8%
2.889.257
+17,5% +17,5%
36,4%
8.904.5488.904.548
15.812
+104,6% +104,6%
0,1%
+78,2% +78,2%
1,6%
391.549 391.549
-19,5% -19,5%
18,8%
4.594.7174.594.717
15.812
-7,6%
7.641.4237.641.423
-7,6%
31,3%
9.330
+53,0% +53,0%
0,0%
9.330
-22,9% -22,9%
10,1%
2.467.5032.467.503
24.437.305
24.437.305
+1,0%
VOLUMI
NON ACQUISTATI 1.079.6211.079.621
VOLUMI NON
ACQUISTATI
-70,0%
DOMANDA
DOMANDA
TOTALE TOTALE
Fonte: GME
Fonte: GME
MWh
Variazione
Variazione
Struttura Struttura
Zone AU
nazionali AU
Zone nazionali
Zone
nazionali
altri operatori9.759.3079.759.307
Zone nazionali altri
operatori
-9,4%
Saldo
programmi
PCE
-4.594.717
Saldo programmi PCE
-4.594.717
VOLUMI ACQUISTATI
VOLUMI ACQUISTATI
Fonte: GME
25.516.926
25.516.926
-8,2%
N E W SL E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 5 │ N U M E R O 8 1 │ P A G I N A 3
-9,4%
39,9%
68,7%
11,8%
36,4%
0,1%
1,6%
18,8%
31,3%
0,0%
10,1%
39,9%
+1,0%
100,0% 100,0%
-70,0%
-8,2%
REPORT │ MARZO 2015
mercato elettrico italia
(continua)
Grafico 3: MGP, liquidità
Fonte: GME
2015
72%
2014
71,1%
70%
70,1%
68,7%
68%
68,8%
66,8%
66,4%
68,2%
66,6%
66%
65,8%
64%
62%
64,2%
64,2%
63,2%
63,0%
gen
feb
mar
apr
ma
giu
lug
Gli acquisti nazionali, pari a 24,0 milioni di MWh, registrano
un modesto aumento tendenziale (+0,3%) concentrato
nelle due zone centrali (+8,1%) ed al Sud (+5,2%); in calo
invece gli acquisti nel Nord (-0,8%) e nelle zone insulari
(-9,8% la Sicilia e -24,5% la Sardegna). In aumento gli
acquisti sulle zone estere, pari a 401 mila MWh (+77,6%)
(Tabella 4).
ago
set
ott
63,5%
62,6%
nov
dic
Le vendite di energia elettrica da unità di produzione
nazionale, in crescita del 2,0%, si attestano a 19,7 milioni
di MWh trainate dagli impianti del Sud (+19,1%) e del
Centro Nord (+4,6%); in controtendenza le altre zone.
Le importazioni, pari a 4,7 milioni di MWh, si riducono
sia rispetto agli alti livelli dei primi due mesi del 2015, sia
rispetto a marzo 2014 (-2,7%) (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
18.379.617
24.737
-6,3%
8.267.360
11.127
-3,6%
13.470.446
18.130
-0,8%
Centro Nord
2.830.861
3.810
-15,4%
1.687.083
2.271
+4,6%
2.407.554
3.240
+8,1%
Centro Sud
5.244.928
7.059
-18,3%
2.629.633
3.539
-1,4%
3.752.007
5.050
+8,1%
Sud
7.189.699
9.677
+1,3%
4.901.207
6.597
+19,1%
2.286.255
3.077
+5,2%
Sicilia
2.972.898
4.001
-2,7%
1.273.121
1.713
-9,2%
1.349.497
1.816
-9,8%
Sardegna
1.654.925
2.227
+15,7%
932.661
1.255
-1,1%
770.667
1.037
-24,5%
Totale nazionale
38.272.929
51.511
-6,6%
19.691.064
26.502
+2,0%
24.036.426
32.351
+0,3%
Estero
4.874.957
6.561
-3,8%
4.746.241
6.388
-2,7%
400.879
540
+77,6%
Sistema Italia
43.147.886
58.073
-6,3%
24.437.305
32.890
+1,0%
24.437.305
32.890
+1,0%
Le vendite da impianti a fonte rinnovabile segnano anche
a marzo una battuta d’arresto, la terza consecutiva, e con
una flessione del 10,6% sullo stesso mese del 2014 si
attestano a 7,5 milioni di MWh. Il calo ha riguardato la fonte
idraulica (-21,0%) e solare (-13,4%); in netta ripresa invece
le vendite da impianti eolici ai massimi da aprile 2013
(+16,3%). Crescono, per contro, le vendite da impianti
a gas (+24,5%), mentre si riducono ancora quelle degli
impianti a carbone (-6,0%) (Tabella 5). Pertanto la quota
delle fonti rinnovabili scende al 38,3% (43,6% un anno fa) a
vantaggio di quella degli impianti termoelettrici tradizionali
ed in particolare di quelli a gas che sale al 36,9% (circa +7
punti percentuali) (Grafico 4).
N E W SL E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 5 │ N U M E R O 8 1 │ P A G I N A 4
REPORT │ MARZO 2015
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
MWh
Var
Sicilia
Var
Sardegna
Var
MWh
Sistema Italia
Var
MWh
7.034
+18,6%
711
+22,2%
2.064
-4,0%
4.651
+33,9%
871
-31,2%
825
-12,3%
16.156
+12,6%
Gas
4.724
+24,7%
637
+27,3%
422
+37,7%
2.584
+68,6%
828
-28,5%
578
+2,2%
9.774
+24,5%
Carbone
1.079
+12,7%
-
-
1.446
-9,7%
-
224
-39,0%
2.749
- 6,0%
Altre
1.231
+3,8%
74
-9,3%
196
-19,4%
2.067
+6,5%
43
-59,9%
23
+206,0%
3.633
+1,9%
3.961
-26,1%
1.560
-1,7%
1.400
+1,8%
1.946
-5,9%
842
+35,7%
429
+31,2%
10.137
- 10,6%
2.276
-34,8%
512
+2,2%
671
+5,6%
378
+6,8%
158
+154,2%
47
-38,5%
4.043
- 21,0%
-
665
+6,9%
-
18
-14,7%
340
Fonti rinnovabili
Idraulica
Geotermica
-
Eolica
11
Solare e altre
Pompaggio
Totale
+29,1%
1.673
-10,1%
364
132
-46,3%
-
11.127
-3,6%
2.271
-17,7%
389
+1,2%
76
+14,7%
+4,6%
3.539
-1,4%
Pompaggio
0,8%
(13,7%)
Carbone
10,4%
-
-
-
1.090
+5,6%
477
-30,0%
6.597
Fonte: GME
+19,1%
-
-
-
-
665
+6,9%
+70,1%
2.281
+16,3%
-
538
+42,9%
283
146
-19,6%
98
+17,7%
3.148
-13,4%
2
- 40,6%
209
- 33,7%
-1,1%
26.502
+2,0%
1.713
-9,2%
1.255
Grafico 5: MGP, quota rinnovabili
Fonte: GME
Geotermica
2,5%
(1,2%)
(2,4%)
Idraulica
15,3%
(11,3%)
Gas
36,9%
(30,2%)
-4,3%
-100,0%
Grafico
MGP,
struttura
delle
vendite
Grafico 4: 4:
MGP,
Struttura
delle vendite
Sistema
Italia Sistema Italia
Altre
tradizionali
13,7%
-
-
(19,7%)
Fonti
rinnovabili
38,3%
(43,6%)
Eolica
8,6%
(7,5%)
Solare e altre
11,9%
(14,0%)
Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente
Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente
MARKET COUPLING
Nel primo mese di piena operatività
il market coupling ha
3
allocato, mediamente ogni ora, sulla frontiera settentrionale
una capacità di 2.817 MWh, di cui 2.042 MWh sul confine
francese (72,5% del totale), 575 MWh su quello sloveno e
200 MWh su quello austriaco. Il flusso di energia è stato
nella quasi totalità delle ore in import con il limite di transito
saturo nel 100% delle ore sulla frontiera Italia-Austria,
nel 78,7% sulla frontiera Italia-Slovenia e nel 70,1% sulla
frontiera Italia-Francia (Tabella 6).
La capacità disponibile in import (NTC) è aumentata su
tutte le frontiere rispetto ad un anno fa (+3,3% Francia;
+3,9% Slovenia; +8,0% Austria). Sulla frontiera francese
ed austriaca attraverso il market coupling è stato allocato
rispettivamente il 76% ed il 72% della capacità disponibile,
lasciando all’asta esplicita rispettivamente il 14,7% ed il
24,4% (Grafico 6 e 7). Sulla frontiera slovena, invece, la
NTC è stata allocata per il 95,2% tramite market coupling
(95,1% nel 2014) e solo per lo 0,4% tramite asta esplicita
(Grafico 8).
N E W SL E T T E R D E L G M E │ 2 0 1 5 │ N U M E R O 8 1 │ P A G I N A 5
REPORT │ MARZO 2015
mercato elettrico italia
(continua)
Tabella 6: Esiti del Market Coupling
Limite*
MWh
Frontiera
Fonte: GME
Import
Frequenza
% ore
Flusso*
MWh
Saturazioni
% ore
Limite*
MWh
Export
Flusso*
MWh
Frequenza
% ore
Saturazioni
% ore
Italia - Francia
2.288
(-)
2.054
(-)
99,3%
(-)
70,1%
(-)
1.450
(-)
355
(-)
0,7%
(-)
-
(-)
Italia - Austria
200
(-)
200
(-)
100,0%
(-)
100,0%
(-)
186
(-)
-
(-)
-
(-)
-
(-)
Italia - Slovenia
601
(581)
575
(561)
99,9%
(98,4%)
78,7%
(88,4%)
38
(169)
0,1%
(1,6%)
-
(-)
663 (669)
Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente
*Valori medi orari
Grafico 6: Capacità allocata in import tra Italia e Francia
NTC
NTC
4.000
800
Asta esplicita
Asta esplicita
Fonte: GME
Market
Coupling (b)
Market Coupling
(b)
REPORT │ MARZO 2015
mercato elettrico italia
Flusso (a+b)
Flusso (a+b)
TWh
600
3.000
0,00
0,50
TWh
1,00 0,00 1,50
0,05
0,102,000,15
2,50 0,25
0,20
0,30
0,35
0,40
0
400
2.000
Mar 2015
MWh
200
76,0%
9,3%
14,7%
Mar 2015
0,4% 4,4%
95,2%
1.000
0
Mar 2014
0
94,0%
-200
Market Coupling
-400
-2.000
-600 01
-800
6,0%
Mar 2014
-1.000
01
02
03
02
04
03
05
04
06
05
07
06
08
09
07
08
10
11
09
12
13
10
14
11
15
12
16
13
17
14
18
15
19
16
20
17
21
22
18
19
23
20
24
25
21
26
22
27
23
28
29
24
25
30
26
NTC
Asta esplicita
non utilizzata
Market Coupling
31
27
28
29
30
Asta esplicita (nominata)
31
Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Austria
400
4,9%
95,1%
Asta esplicita (nominata)
Fonte: GME
Market Coupling (b)
Flusso (a+b)
TWh
300
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
200
MWh
72,0%
Mar 2015
100
24,4%
3,6%
0
-100
97,8%
Mar 2014
2,2%
-200
Market Coupling
-300
-400
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Asta esplicita (nominata)
31
Grafico 8: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia
NTC
Asta esplicita
800
non utilizzata
Fonte: GME
Market Coupling (b)
Flusso (a+b)
TWh
600
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
400
Mar 2015
MWh
200
95,2%
0,4%
4,4%
0
-200
95,1%
Mar 2014
4,9%
-400
Market Coupling
-600
-800
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
Asta esplicita (nominata)
31
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non utilizzata
non
(continua)
MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI)
I prezzi di acquisto nelle cinque sessioni del Mercato
Infragiornaliero (MI), tutti ai minimi da oltre sette mesi, sono
oscillati tra 48,75 €/MWh di MI2 e 54,95 €/MWh di MI5. Va
tuttavia considerato che solo i prezzi di MI1 ed MI2, al pari
di MGP, si riferiscono a tutte le 24 ore della giornata, mentre
i prezzi di MI3, MI4 ed MI5 solo ad un numero limitato
(rispettivamente le ultime 16, 12 e 8 ore). Rispetto all’anno
precedente, MI1 e MI2, le uniche sessioni che consentono un
corretto confronto su base annua dopo le modifiche introdotte
nel mercato infragiornaliero nel febbraio 2015, hanno registrato
significativi rialzi. 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 9).
I volumi di energia scambiati nelle cinque sessioni del Mercato
Infragiornaliero, pari a 2,1 milioni di MWh, sono aumentati del
7,3% rispetto a marzo 2014, trainati dal più liquido MI1, con 1,1
milioni di MWh (+6,5%) (Tabella 7 e Grafico 9).
Tabella 7: MI, dati di sintesi
Fonte: GME
Prezzo medio
d'acquisto €/MWh
2015
MGP
(1-24 h)
MI1
MI2
48,75
(1-24 h)
MI3
(9-24 h)
MI4
(13-24 h)
MI5
(17-24 h)
Prezzi. €/MWh
Medi orari variazione
24.437.305
+7,0%
32.890
+1,0%
49,99
2014
2015
46,73
49,44
49,44
(-1,1%)
Totali
variazione
49,99
(1-24 h)
Volumi
MWh
1.076.094
+6,7%
(-2,5%)
1.448
+6,5%
+6,4%
526.511
709
-4,2%
-
190.526
385
-
-
78.913
213
-
-
193.852
785
-
53,08
(-1,4%)
50,15
(-6,7%)
54,95
(-3,5%)
48,75
46,34
45,84
MGP
MI1
MI2
MI3
53,08
MI4
50,15
MI5
54,95
NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore).
Grafico 9: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria
€/MWh
73
MI1
MI2
MI3
MI4
Fonte: GME
MWh
MWh
4.000
4.000
MI5
3.500
3.500
68
3.000
3.000
63
2.500
2.500
58
54,95
53,08
50,15
49,44
48,75
53
48
43
MI1MI1 MI2MI2 MI3MI3 MI4MI4 MI5MI5
Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set
2014
Ott Nov Dic Gen Feb Mar
2015
2.000
2.000
1.500
1.500
1.000
1.000
500
500
0
0 Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar
Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set
2014
2014
Ott Nov Dic Gen Feb Mar
2015
2015
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REPORT │ MARZO 2015
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)
Gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di dispacciamento
ex-ante, si attestano a 887 mila MWh, in aumento del 6,4% su
base annua. In crescita anche le vendite di Terna sul mercato
a scendere, pari a 530 mila MWh, ai massimi da maggio dello
scorso anno (+14,5%) (Grafico 10).
Grafico 10: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria
gen
feb
mar
apr
mag
giu
lug
apr
mag
ago
set
Fonte: GME
ott
nov
dic
1.400
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
gen
gen
feb
mar
feb
mar
apr
mag
giu
lug
A scendere 2013
giu
ago
A salire 2013
lug
ago
set
ott
set
ott
nov
dic
A scendere 2014
MERCATO A TERMINE DELL’ENERGIA (MTE)
Il Mercato a Termine dell’energia (MTE) registra 10
negoziazioni in cui sono stati scambiati 50 contratti, tutti
baseload, per complessivi 146 mila MWh. Le posizioni aperte
a fine mese ammontano a 19,8 milioni di MWh, in calo del
10,7% rispetto al mese precedente. Tutti in calo i prezzi
nov
dic
A salire 2014
dei prodotti negoziati nel mese (Tabella 8 e Grafico 11).
Il prodotto Aprile 2015 chiude il suo periodo di trading con un
prezzo di controllo pari a 45,95 €/MWh sul baseload, 52,81 €/
MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente
a 3.381 e 5 MW, per complessivi 2,4 milioni di MWh.
Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a marzo
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Aprile 2015
Maggio 2015
Giugno 2015
Luglio 2015
II Trimestre 2015
III Trimestre 2015
IV Trimestre 2015
I Trimestre 2016
II Trimestre 2016
45,95
45,95
47,92
50,40
46,60
50,40
50,80
52,37
44,82
-3,2%
-0,4%
-5,0%
-2,9%
-0,3%
-6,6%
+0,0%
-
Anno 2016
46,70
-2,7%
Totale
Fonte: GME
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
Volumi OTC
MW
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
3
1
2
1
1
-
15
5
10
5
5
-
-
15
5
10
5
5
-
3.381
3.371
3.366
3.366
3.361
3.361
-
2
10
-
10
5
10
50
-
50
2.434.320
2.508.024
2.423.520
7.351.344
7.421.088
7.424.449
43.920
19.821.001
PRODOTTI PEAK LOAD
Prezzo di controllo*
€/MWh
variazione
Negoziazioni
N.
Volumi mercato
MW
Volumi OTC
MW
Volumi TOTALI
MW
Posizioni aperte**
MW
MWh
Aprile 2015
Maggio 2015
Giugno 2015
Luglio 2015
52,81
48,66
54,82
55,16
+0,0%
-0,4%
-5,0%
-
-
-
-
-
5
5
5
-
1.320
1.260
1.320
-
II Trimestre 2015
III Trimestre 2015
IV Trimestre 2015
I Trimestre 2016
52,15
55,09
62,08
63,03
-2,0%
-0,3%
-6,6%
+0,0%
-
-
-
-
5
5
5
-
3.900
3.960
3.960
-
II Trimestre 2016
49,50
-
-
-
-
-
-
-
Anno 2016
52,53
-2,7%
-
-
-
-
-
-
-
-
10.500
50
-
50
19.831.501
Totale
TOTALE
10
-
* Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo valore del mese precedente
** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading
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REPORT │ MARZO 2015
mercato elettrico italia
Grafico 11: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte
€/MWh
Prezzi
di controllo*.
€/MWh
Prezzi
di controllo*.
Prodotti
Baseload
Prodotti
Baseload
Aprile
2015
Aprile
2015
45,95
45,95
Maggio
2015
Maggio
2015
45,95
45,95
47,92
47,92
Giugno
2015
Giugno
2015
46,60
46,60
50,40
50,40
II Trimestre
2015
II Trimestre
2015
III Trimestre
2015
III Trimestre
2015
24
20
20
16
16
12
12
8
8
50,80
50,80
52,37
52,37
IV Trimestre 2015
IV Trimestre 2015
I Trimestre 2016
I Trimestre 2016
4
46,70
46,70
Anno 2016
Anno 2016
35
24
35
40
40
45
50
45
Febbraio 2015
Febbraio 2015
50
55
Marzo 2015
Marzo 2015
Posizioni
aperte
Posizioni
aperte
. TWh . TWh
4
0
55
Fonte: GME
03
0
04
03
05
04
06
05
09
06
10
09
11
10
12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30 31
11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30
Mensili
Trimestrali
Annuali
Mensili
Trimestrali
Annuali
31
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE)
Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni
registrate, con consegna/ritiro dell’energia a marzo 2015,
ammontano a 30,8 milioni di MWh, ancora in calo tendenziale
(-4,2%). Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a 28,3
milioni di MWh, sono diminuite dell’1,9% rispetto allo scorso
anno; mentre quelle derivanti da negoziazioni concluse su MTE,
pari a 2,5 milioni di MWh, si confermano su livelli molto bassi ed
in consistente flessione (-24,0%) (Tabella 9).
In ribasso anche la posizione netta in esito alle transazioni
registrate sulla PCE, scesa a 15,5 milioni di MWh (-11,4%),
minimo in media oraria da settembre del 2012.
Pertanto il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate
e posizione netta, pari a 1,98, seppure al secondo calo
congiunturale, si conferma su livelli molto alti (Grafico 12).
I programmi registrati nei conti in immissione, pari a 7,6 milioni
di MWh, segnano una flessione del 7,6% su base annua, in
accordo con i relativi sbilanciamenti a programma che, con 7,9
milioni di MWh, si riducono del 14,8%. In calo anche i programmi
registrati nei conti in prelievo, pari a 12,2 milioni di MWh (-12,4%),
con lo sbilanciamento a programma che scende a 3,3 milioni di
MWh (-7,2%).
Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a marzo e programmi
TRANSAZIONI REGISTRATE
MWh
Variazione
Struttura
+5,4%
27,3%
8.417.309
Off Peak
765.788
+21,4%
2,5%
Peak
649.216
- 18,6%
2,1%
Rifiutati
- 60,8%
0,0%
di cui con indicazione di prezzo
9.832.783
+4,5%
31,9%
18.461.952
- 5,0%
59,9%
Week-end
Totale Standard
Totale Non standard
PCE bilaterali
MTE
470
28.294.735
- 1,9%
91,8%
2.517.118
- 24,0%
8,2%
TOTALE PCE
30.811.853
- 4,2%
100,0%
POSIZIONE NETTA
15.534.478
- 11,4%
PROGRAMMI
Immissione
Variazione Struttura
MWh
Baseload
Richiesti
di cui con indicazione di prezzo
Registrati
di cui con indicazione di prezzo
Sbilanciamenti a programma
Saldo programmi
Fonte: GME
Prelievo
Variazione
-12,4%
12.236.140
Struttura
100,0%
MWh
8.689.792
-15,8%
100,0%
2.476.617
-28,7%
28,5%
6
100%
0,0%
1.048.369
-49,1%
12,1%
0
-
0,0%
1.045.622
-48,4%
12,0%
-
-
-12,4%
100,0%
100%
0,0%
-
7.641.423
-7,6%
87,9%
1.430.995
-1,0%
16,5%
7.893.055
-14,8%
3.298.338
-7,2%
-
4.594.717
-19,5%
-
12.236.140
6,00
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REPORT │ MARZO 2015
mercato elettrico italia
Grafico 12: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria
Fonte: GME
Registrazioni
MWh
48.000
Turnover
2,07
2,03
42.000
2,00
36.000
2,03
1,98
30.000
1,95
24.000
18.000
12.000
1,88
1,91
1,87
1,83
1,83
1,81
1,80
Apr
Mag
Giu
Lug
Ago
2014
Set
Ott
1,83
1,83
1,77
Mar
1,87
1,83
1,83
6.000
0
1,99
Nov
Dic
1,79
Gen
Feb
2015
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Mar
1,75
REPORT │ MARZO 2015
mercato elettrico italia
Gli andamenti del mercato italiano del gas
A cura del GME
■
A marzo i consumi di gas naturale in Italia registrano il terzo
aumento su base annua del 2015 trainati ancora dal settore
termoelettrico (+20,1%) e dal settore civile (+15,5%). Sul lato
offerta, crescono le importazioni di gas naturale (+8,7%),
mentre cala ancora la produzione nazionale ai minimi storici.
In forte crescita rispetto ad un anno fa anche le erogazioni
dai sistemi di stoccaggio (+42,1%), con il rapporto giacenza/
spazio conferito ai minimi storici (9,8%).
Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME si è scambiato
l’8,3% della domanda complessiva di gas naturale (6,0 milioni
di MWh), quasi tutto nella Piattaforma di Bilanciamento Gas
(PB-GAS), con i prezzi del comparto G+1 (23,46 €/MWh)
ancora inferiori rispetto alle quotazioni al PSV (24,03 €/
MWh).
IL CONTESTO
A marzo prosegue la ripresa dei consumi di gas naturale in Italia,
pari a 6.905 milioni di mc, che dopo un 2014 tutto in negativo
segnano il terzo rialzo tendenziale consecutivo (+14,3% su
marzo 2014). Anche questo mese la crescita è trainata dai
consumi del settore termoelettrico, attestatisi a 1.594 milioni di
mc, in crescita tendenziale del 20,1%, indotta anche dalla nuova
flessione delle fonti rinnovabili. Si confermano in consistente
aumento anche i prelievi del settore civile, pari a 3.888 milioni di
mc (+15,5%), mentre evidenziano ancora un lieve calo, sebbene
il più modesto degli ultimi cinque mesi, i consumi del settore
industriale, pari a 1.190 milioni di mc (-0,6%). In aumento le
esportazioni, pari a 232 milioni di mc (+52,6%).
Dal lato offerta, la produzione nazionale, in flessione ininterrotta
ormai da quasi due anni e mezzo, scende a 554 milioni di
mc (-5,5%), mentre tornano a crescere le importazioni di
gas naturale, salite a 4.863 milioni di mc (+8,7%). Tra i punti
di entrata, ancora in aumento le importazioni di gas del nord
Europa da Passo Gries (563 milioni di mc; +45,1%) e di quello
libico da Gela (670 milioni di mc; +27,3%) e crescono anche
le importazioni dal rigassificatore di Cavarzere (498 milioni di
mc; +117,7%). Restano in flessione, invece, per quanto la più
debole da maggio 2014, le importazioni di gas naturale russo
da Tarvisio, pari a 2.717 milioni di mc (-1,9%); mentre ancora
consistente è la riduzione del gas algerino da Mazara, pari a
414 milioni di mc (-25,6%). Infine, permangono a regime ridotto
le importazioni dal rigassificatore di Panigaglia.
Dai sistemi di stoccaggio sono stati erogati 1.496 milioni di mc
(+42,1%); ancora esigue le iniezioni, quasi dimezzate rispetto
ad un anno fa.
Figura 1: Bilancio gas trasportato
Fonte: dati SRG
Ml di mc
Importazioni
TWh
var. tend.
4.863
51,5
+8,7%
414
2.717
563
670
1
498
-
4,4
28,8
6,0
7,1
0,0
5,3
-
-25,6%
-1,9%
+45,1%
+27,3%
+4,2%
+117,7%
-
TOTALE IMMESSO
Import per punti di entrata
Mazara
Tarvisio
Passo Gries
Gela
Gorizia
Panigaglia (GNL)
Cavarzere (GNL)
Livorno (GNL)
Produzione Nazionale
Erogazioni da stoccaggi
TOTALE IMMESSO
Riconsegne rete Snam Rete Gas
Industriale
Termoelettrico
Reti di distribuzione
Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema*
TOTALE CONSUMATO
Iniezioni negli stoccaggi
TOTALE PRELEVATO
Erogazioni da
stoccaggi
21,6%
Importazioni
65,1%
Produzione
Nazionale
8,0%
554
5,9
-5,5%
1.496
15,8
+42,1%
6.912
73,2
+13,1%
6.673
1.190
1.594
3.888
70,6
12,6
16,9
41,2
+13,3%
-0,6%
+20,1%
+15,5%
Iniezioni negli
stoccaggi
0,1%
232
2,5
+52,6%
6.905
73,1
+14,3%
8
0
-88,8%
6.912
73,2
+13,1%
Esportazioni, reti
di terzi e
consumi di
sistema*
3,4%
TOTALE PRELEVATO
Riconsegne
rete Snam
96,5%
* comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato
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5 │2 N
0 1U0M │
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8 1E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G1 I N A 1 1
Reti di
distribuzione
56,3%
Termoelettrico
23,1%
Industriale
17,2%
REPORT │ MARZO 2015
mercato gas italia
(continua)
Nell’ultimo giorno del mese di marzo la giacenza di gas
naturale negli stoccaggi ammontava a 1.169 milioni di mc,
inferiore del 62,6% rispetto allo stesso giorno del 2014. Il
rapporto giacenza/spazio conferito si attesta sui minimi del
9,8%, in flessione di 20,6 punti percentuali rispetto all’anno
precedente.
La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale
(PSV), dopo il rimbalzo congiunturale di marzo, torna
a flettere riportandosi sui livelli di anno fa a 24,03 €/MWh
(-0,4%).
Figura 2: Stoccaggio
Fonte: dati SRG, Stogit-Edison
Stoccaggio
Giacenza (al 31/03/2015)
1.169
-62,6%
Erogazione (flusso out)
1.496
+42,1%
Iniezione (flusso in)
Flusso netto
Spazio conferito
-88,8%
1.488
+51,0%
+16,2%
9,8%
Giacenze fine mese
Iniezioni
ML di mc
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
-2.000
-4.000
8
11.942
Giacenza/Spazio conferito
Erogazione
StoccaggiIniezione
ML di mc ML di mc Erogazione
Stoccaggi
3.000
3.000
2.000
2.000
1.000
1.000
0
0
-1.000 -1.000
-2.000 -2.000
-3.000 -3.000
-4.000 -4.000
variazione
tendenziale
Ml di mc
mar
A. T. 2013/14
A. T. 2013/14
12,00
10,00
8,00
6,00
4,00
2,00
0,00
-2,00
-4,00
mar
apr
mag
giu
lug
A. T. 2013/14
ago
set
ott
nov
dic
apr marmag aprgiu maglug giuago lugset agoott set
nov ottdic nov
gen dic
feb gen
mar feb
-20,6 p.p.
Erogazione
Spazio conferito
gen
A.T.
2014/15
feb
mar
ML di mc ML di mc
3.000
3.000
2.000
2.000
1.000
1.000
0
0
-1.000 -1.000
-2.000 -2.000
-3.000 -3.000
-4.000 -4.000
mar
Iniezione
A.T.
2014/15
mar
A.T.
2014/15
Flusso netto
Flusso netto
apr mar
mag aprgiu mag
lug giuago lugset ago
ott set
nov ottdic nov
gen dic
feb gen
mar feb
A. T. 2013/14
A. T. 2013/14
A.T.
2014/15
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P A1G2 I N A 1 2
A.T.
2014/15
mar
REPORT │ MARZO 2015
mercato gas italia
(continua)
I MERCATI GESTITI DAL GME
A marzo nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono
stati scambiati 6,0 milioni di MWh, pari all’8,3% della domanda
complessiva di gas naturale (7,2% a marzo 2014). In particolare
nel Mercato Infragiornaliero (MI-GAS) sono stati scambiati 363
mila MWh ad un prezzo medio pari a 26,09 €/MWh, i restanti
5,7 milioni di MWh nei due comparti della Piattaforma di
Bilanciamento Gas (PB-GAS).
Figura 3: Mercati del gas naturale*
Fonte: dati GME, Thomson-Reuters
Prezzi. €/MWh
Min
Media
Volumi. MWh
Totale
Max
MGAS
MP-GAS
MGP
MI
MT-GAS
26,09
-
-
23,76
-
32,80
-
362.820
-
-
26,59
23,46
(23,99)
23,90
22,57
36,14
25,06
1.690.348
3.988.990
(4.581.888)
-
-
-
-
-
-
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
MI
PBGAS G+1
PBGAS G-1
PSV
Pfor
Prezzi. €/MWh
34
26,09
MI
32
30
2015
23,46
PBGAS G+1
28
24
24,03
PSV
22
20
2014
26,59
PBGAS G-1
26
23,59
Pfor
18
mar
apr
mag
giu
lug
A. T. 2013/14
ago
set
ott
nov
dic
gen
feb
mar
15
18
21
24
27
30
A.T.
2014/15
* MGP e MI sono mercati a contrattazione continua, le Royalties e la PB-GAS mercati ad asta, il PSV è una quotazione ed il Pfor un indice
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P A1G3 I N A 1 3
REPORT │ MARZO 2015
mercato gas italia
BoM-2013-09
BoM-2013-09-2
-
27,574
-
-
-
-
-
-
-
-
27,046
-
-
-
-
-
-
-
M-2013-10
mercato
gas
italia-
27,063
-
-
-
-
-
-
BoM-2013-10
-
M-2013-11
-
-
27,891
-
-
-
-
-
-
M-2013-12
-
-
28,382
-
-
-
-
-
-
-
-
29,080
-
-
-
-
-
-
(continua)
M-2014-01
Tabella
1: Mercato a termine- del gas naturale,
prezzi
e volumiQ-2013-04
27,777
Q-2014-01
Q-2014-02
Prodotti
Q-2014-03
BoM-2015-03
BoM-2015-04
Q-2014-04
M-2015-04
M-2015-05
WS-2013/2014
M-2015-06
M-2015-07
WS-2014/2015
Q-2015-02
Q-2015-03
SS-2014
Q-2015-04
Q-2016-01
TY-2013/2014
Q-2016-02
SS-2015
TY-2014/2015
SS-2016
WS-2015/2016
CY-2014
CY-2016
TY-2015/2016
Totale
Mercato
-
-
Prezzo
minimo
Prezzo
massimo
-
€/MWh
€/MWh
-
-
-
Prezzo di controllo*
-
variazioni %
€/MWh
-
-
26,246
25,350
25,350
25,002
31,470
24,018
27,249
26,250
26,852
26,250
23,525
26,747
25,753
26,553
25,000
26,153
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
0,0%
-0,0%
0,0%
-0,4%
Totale
28,402
-
-
OTC
-
Volumi
Registrazioni
Volumi
N.
MWh/g
N.
MWh/g
26,972
-
26,328
-
--
27,804
28,086
28,775
26,648
27,365
27,560
27,372
-
----
-
-
-
-
-
-
-
-
Posizioni aperte
Volumi
MWh/g
variazioni %
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Fonte:
dati GME-
-
-Totale
Negoziazioni
REPORT │ MARZO 2015
-
-
MWh/g
MWh
--
-
----
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
*Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese
Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PBGas) sono stati scambiati 4,0 milioni di MWh in flessione
del 12,9% rispetto ad un anno fa. Il prezzo medio, in
flessione tendenziale da oltre un anno, si attesta a 23,46
€/MWh (-2,2%), più basso di 0,57 €/MWh rispetto alle
quotazioni registrate a marzo al PSV.
Nei 17 giorni, sui 31 di marzo, in cui il sistema è risultato
lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>0],
sono stati scambiati 2,4 milioni di MWh, di cui il 78,6%,
pari a 1,9 milioni di MWh venduti dal Responsabile del
Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 23,30 €/
MWh (-1,9% su base annua). Nei restanti 14 giorni con
il sistema corto (SCS<0), sono stati scambiati 1,6 milioni
di MWh, di cui il 69,9% acquistati da RdB, ad un prezzo
medio di 23,66 €/MWh (-3,1%).
Complessivamente il 75,2% dei volumi scambiati (3,0
milioni di MWh) è stato determinato dall’azione di RdB
ed il restante 24,8% da scambi tra operatori, pari a 988
mila MWh.
Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G + 1, prezzi e volumi
Fonte: dati GME
Volumi
€/MWh
Sbilanciamento complessivo
del sistema (SCS)
positivo
negativo
n.giorni 17/31
Prezzo. €/MWh
Acquisti. MWh
23,46
3.988.990
(-12,9%)
RdB
1.087.781
(+17,5%)
Operatori
2.901.208
(-20,6%)
Vendite. MWh
23,30
(-2,2%)
2.433.693
n.giorni 14/31
23,66
1.555.297
1.087.781
120.000
21,00
80.000
18,00
40.000
15,00
0
€/MWh
27,00
MWh
300.000
24,00
200.000
1.555.297
21,00
100.000
18,00
0
15,00
27,00
-100.000
100.000
(-12,9%)
2.433.693
(-31,4%)
1.913.319
Operatori
2.075.671
(+15,8%)
520.374
1.555.297
€/MWh
3.988.990
Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente
26,00
12,00
35
lato vendita
40
27,00
N.26,00
N.26,00
Mar
Apr
Mag
Giu
Lug
20/31
11/31
20/30
10/30
23/31
8/31
19/30
11/30
Ago
Set
Ott
Nov
Dic
6/30
24/30
9/31
22/31
18/30
12/30
15/31
16/31
A. T. 2013/14
15/31
16/31
11/31
20/31
Gen
Feb
Mar
A. T. 2014/15
SCS positivo
Prezzo
SCS negativo
Prezzo
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P A1G4 I N A 1 4
9/31
22/31
14/28
14/28
17/31
14/31
0
-200.000
100.000
0
MWh
MWh
Partecipazione al mercato
Totale
lato acquisto
MWh
467.515
1.913.319
49
24,00
2.433.693
RdB
Operatori attivi. N°
MWh
160.000
€/MWh
€/MWh
Totale
Prezzi
27,00
100.000
0
(continua)
Nel Comparto G-1 della PB-Gas, a marzo sono stati scambiati
1,7 milioni di MWh di gas naturale ad un prezzo medio di 26,59 €/
MWh. Nelle sessioni con scambi di gas naturale, il Responsabile
del Bilanciamento ha presentato un’offerta in acquisto soddisfatta
dalle vendite degli operatori che hanno interessato tutte le zone
eccetto Edison Stoccaggio. Stogit ed Import si confermano le
zone più liquide con 983 mila MWh scambiati (pari al 58,2% del
totale) ad un prezzo medio rispettivamente pari a 23,94 e 27,50
€/MWh, di cui il primo praticamente allineato al PSV (-0,09 €/
MWh) ed il secondo superiore di 3,46 €/MWh.
Tabella 2: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G-1
Import
Prezzo. €/MWh
Edison
Stoccaggio
Fonte: dati GME
Zone
LNG
Stogit
G+1
Totale
G+N
27,50
-
29,44
23,94
24,97
24,97
26,59*
Volumi. MWh
459.170
-
58.064
523.984
282.681
366.449
1.690.348
Operatori. N.
5
-
1
18
9
10
22
* Media aritmetica dei prezzi massimi zonali giornalieri
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D E L│ GFMEEB B│ R
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P A1G5 I N A 1 5
REPORT │ MARZO 2015
mercato gas italia
Tendenze di prezzo sui mercati energetici
europei
A cura del GME
■ Dopo le oscillazioni del primo bimestre, il mese di marzo
delle quotazioni spot e futures di gas e power le quali,
rientrando dal picco realizzato nel mese di febbraio,
assorbono le consuete dinamiche stagionali e l’analoga
evoluzione discendente osservata nei valori dei prodotti
petroliferi.
In lieve flessione congiunturale e in caduta tendenziale,
il prezzo spot del Brent si attesta a 56 $/bbl (-2%, -48%),
assecondando la consueta dinamica ribassista osservata
nel mese di marzo ma ponendosi su livelli ben lontani da
quelli raggiunti nella primavera del 2012 (120 $/bbl circa).
In linea con la commodity di riferimento la tendenza di
gasolio e olio combustibile (523 $/MT, 291 $/MT, -3/-6%),
con il primo che sembra incorporare in modo più intenso le
trasformazioni nel mercato a monte. Gli sviluppi dei prezzi
spot deludono le aspettative espresse dai mercati il mese
scorso e sembrano indurre una revisione al ribasso in quelle
future, che permangono più elevate dei corrispondenti valori
a pronti (petrolio: 57/66 $/bbl, -3/-5%; olio combustibile
297/333 $/MT, -5/-6%; gasolio 524/525 $/MT).
Perfettamente allineati i riferimenti spot europeo e
sudafricano del carbone, piuttosto stabili attorno ai 60 $/MT
negli ultimi due mesi, e ancora coerenti con il trend ribassista
che li interessa da oltre quattro anni e non accenna ad
arrestarsi (60,82 $/MT, -2/-5%). Tale dinamica ribalta inoltre
le speranze formulate il mese scorso sui mercati a termine,
le cui quotazioni vengono corrette al ribasso e prospettano
uno scenario di ulteriori cali (58/60 $/MT, -3/-5%).
Si impone con vigore la crescita del potere d’acquisto del
dollaro sull’euro, in aumento sistematico dall’aprile del 2014,
che si manifesta questo mese con un cambio pari a 1,08 $/€
(in calo rispettivamente del 5% e del 22%), valore riproposto
anche nelle previsioni a termine di prossima consegna,
ugualmente scontate (-5%). L’effetto della conversione
in euro dei prezzi dei prodotti mensili è dunque quello di
un progressivo apprezzamento su base congiunturale,
rappresentato da rialzi compresi tra l’1% e il 3%.
conferma la generale fase ribassista che i principali mercati
energetici europei attraversano ormai da qualche anno. In
linea con uno scenario economico che resta caratterizzato
da deboli segnali di rilancio, riprende infatti il trend calante
Newsletter Marzo 15 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1)
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica.
Quotazioni a pronti
FUEL
UdM
PETROLIO
$/bbl
Brent FOB
€/bbl
OLIO COMB.
$/MT
0.1 FOB Barge
€/MT
GASOLIO
$/MT
0.1 FOB ARA
€/MT
CARBONE
$/MT
ARA Stm 6000K C €/MT
CAMBIO $/€
USD/EUR
FX USD
Mar 15
56,44
52,11
290,68
268,35
523,39
483,19
60,82
56,15
1,08
1,00
Quotazioni a termine
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%) FUEL (%)
future M-1
-2%
- 48 %
crude
oil
+ 3crude
% future
- 34 %
brent
- 55 %
fuel- 3
oil%
1 % NWE
- 42 %
FO+1.0%
-6%
- 42 %
gasoil
-1%
gasoil
future - 26 %
-2%
- 19 %
coal
+ 3CIF
%
+3%
API2
- 22 %
FX - 5 %
0%
0%
FX USD
57,05
319,84
64,00
-
Apr 15
Var M-1
(%)
Mag 15
Var M-1
(%)
Giu 15
Var M-1
(%)
2016
Var M-1
(%)
57,83
53,39
296,60
273,83
525,82
485,46
59,79
55,20
1,08
1,00
-3%
-5%
-3%
-5%
-
57,18
52,77
298,17
275,18
523,29
482,94
59,04
54,48
1,08
1,00
-5%
-5%
-4%
-5%
-
58,12
53,61
300,14
276,88
524,59
483,94
58,16
53,66
1,08
1,00
-
65,50
60,04
333,29
305,50
58,95
54,04
1,09
1,00
-4%
-6%
-5%
-5%
-
Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
Fonte: Thomson-Reuters
$/bbl
$/€
130
1,90
120
1,80
110
1,70
1,60
100
1,50
90
80
1,40
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEB B│ R
20
A 1I O
5 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
8 1E R│ OP A
2 5G I│N A
P A1G6 I N A 1 6
1,30
REPORT │ MARZO 2015
mercati energetici europa
Var M-12 ultima
quot.
Var M-1
Var M-1
Newsletter
Marzo
-M-1
Tendenze
di
prezzo
eApr
Prospettive
FUEL$/MT
UdMe640,78
Mar 15
15
1:
Greggio
combustibili,
quotazioni
mensili
spot
e
a termine.
Media
aritmetica.
LIO COMB.Tabella
3Var
%
+3
%
fuel+14
oil
623,93
612,95
+ Mag
1sui
% 15Mercati
607,12
(%) FUEL
(%)
future
M-1
(%)
(%)
-1%
-1%
crude
oil
108,73
108,51
-0%
107,53
- Energetici
1%
107,28
- 1) Var
101,92
-0%
M-1
M-1
(pag
Giu+15
2016
0 % Var(%)
605,06
-(%)
577,08
- 3crude
%
-7%
brent
future
78,49
77,78
77,60
73,71
1 FOB
Barge
463,40
+1.0%
FO
443,36 + 1 % 439,15a+termine
417,32
a pronti
Quotazioni
OLIO
COMB. €/MT
$/MT Quotazioni
640,78
+1oil
3%
% NWE-+ 33 %
%
fuel
623,93
612,95
607,12
0 % - 605,06437,67 577,08
-0%
PETROLIO
$/bbl
56,44
2
%
48
%
crude
oil
57,05
57,83
3
%
57,18
5
%
58,12
65,50
4
%
Tabella
1: Greggio
e
combustibili,
quotazioni
mensili
spot
e
a
termine.
Media
aritmetica.
Newsletter Marzo
15 - Tendenze
di prezzo e Prospettive
sui
Mercati
Energetici
(pag 1)
ASOLIO
$/MT
- +21.0%
%%crude
%
gasoil
933,00
917,93 - - - 252,77
% 439,15
916,94
- 2 %437,67
915,18
-- 0.1 FOBBrent
Barge
€/MT€/bbl900,05
463,40
1
3
%%
NWE--- 1
443,36
- 53,61
417,32
FOB
52,11 FObrent
+3
%
34M-12
53,39
60,04
Var
M-1 future
Var
ultima- quot.
Var M-1
Var M-1
Var M-1
Var M-1
FUEL
UdM
Mar
15
FUEL
Apr
15
Mag
15
Giu
15
2016
Quotazioni
a290,68
pronti
Quotazioni
a%termine
1 FOB
ARA
€/MT
-fuel
--- 8155
%%
gasoil
future
663,95
663,25
- 915,18
-(%)
(%)
future
M-1
(%)
(%)- 661,99
(%)
GASOLIO
$/MT
900,05
-42-%
%
OLIO COMB.
$/MT650,91
3
%
oil
319,84
296,60
-(%)
5 %- 2 % 298,17
- 5 % - 2300,14
333,29
-- 6 %
gasoil
933,00
917,93
916,94
Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica.
FOB Barge
268,35coal
1 % NWE
42%
%
1.0%
-273,83
- 75,51
305,50
0.1 FOB0.1ARA
€/MT€/MT 75,45
650,91
-24+%
%
8
gasoil
future
663,95
-276,88
ARBONE
$/MT
-FO
- --11
%
75,00
76,09Var- M-1- - 1275,18
% 663,25
75,36
- 2 %661,99
- -Var
Var
M-1
M-12
quot.
M-1 58,12
M-1
M-181,10
PETROLIO
$/bbl
56,44
%
48
% ultima
crude
oil Var
57,05
57,83
- 3 -%
57,18
- 5Var
%
- Var
65,50
GASOLIO
$/MT
523,39
- -62%
--42
%
gasoil
525,82
523,29
524,59
- 2015- 4 %FUEL
UdM
Mar
14
FUEL
Apr
14
Mag
14
Giu
14
Quotazioni
a
pronti
Quotazioni
a
termine
(%)
(%)
future
M-1
(%)
(%)
CARBONE
$/MT
75,45
-2%
- 11 %
coal
75,00
76,09
-1%
75,36 (%) - 2 %
75,51 (%)
81,10
-1%
PETROLIO
$/bbl
108,38
Brent FOB
€/bbl
78,38
-0%
-
REPORT │ MARZO 2015
-
mercati energetici europa
RA Stm 6000K
C ARA
€/MT
0.1
FOBFOB
Brent
54,57483,19
- brent
4CIF
% future
- -16
%
API2
€/MT
-+13%
-€/bbl
52,11 gasoil
% future
-26
34 %
%
crude
ARA $/€
Stm
6000K
C €/MT$/MT 1,38
54,57
-14-CIF
%%M-1 +
- -16
%
API2
+
%
7
%
AMBIO
USD/EUR
FX
Var
Var
M-12
ultima
CARBONE
60,82
23
19
%
coal
64,00- quot.
OLIOFUEL
COMB.
$/MT
290,68
%
55
%
fuel
oil
319,84
Mar 15 crude
PETROLIO
$/bblUdM 1,38
108,38
%
%
oil
108,73
(%) FUEL
future
CAMBIO
$/€FOB6000K
USD/EUR
+- 1+1+1.0%
%
+-+-1742
%
FXAPI2
ARA
3
3(%)
%
CIF
-- - M-1
0.1 Stm
Barge C €/MT
€/MT1,00 56,15
268,35 USD
1%
% NWE
%
X USD Brent
0FO
FOB
€/bbl
78,38 FXbrent
-%
3crude
%
-07%
%
future
- -
55,04
54,51
-
-
54,62
-
-1%
58,64
-
485,46
482,94
483,94
53,39
-52,77
-53,61
- 60,04
- 55,04 Var
- 159,04
- 58,16
58,64
% 54,511,38
+ 115
%54,62
1,38
+
Var
59,79 1,38-- 5
3%
%M-1+ 298,17
% M-1300,14
- M-1
58,95
5Var
% M-1 1,38
296,60
- Var
333,29
- 6--%
Apr 15
Mag 15 - -54%
Giu
2016
108,51
0
%
107,53
1
%
107,28
101,92
-0% +1%
(%)
(%)
(%)
(%)
1,38
+
1
%
1,38
+
1
%
1,38
1,38
55,20 1,00 -54,48
53,66 54,04
273,83
275,18
-276,88
- - 1,00
305,50
-- 1,00
1,00
78,49
77,78
77,60
$/€
USD/EUR
1,08 FXFX
-0
-- 1,08
1,08 1,00- -5 %
%
FX USDCAMBIO
0 -%
%%
USD
1,00 - 5- %
- 523,29
- 1,08
1,00
- 73,71 -- 51,00
GASOLIO
$/MT 1,00523,39
-56%
%
-22
42
%
gasoil
525,82
524,59
- -1,09
OLIO
COMB.
$/MT$/bbl 640,78
+crude
30-%
%%
oil
623,93
612,95
+--13%
607,12
+
0%
%
605,06
577,08 -- 4
- 0%%
PETROLIO
56,44 fuel
2%
48
oil + 03- %
57,05
57,83
%
57,18
-5
58,12
-65,50
FX
USD
1,00
%
FX
USD
1,00
1,00
1,00
1,00
0.1 FOB ARA
€/MT
483,19
-1%
gasoil
future - 26 %
485,46
482,94
483,94
Brent
FOB
€/bbl
52,11
%
34 %mensile
53,39
52,77 Media
53,61
-60,04
-0.1
Barge
1+%3crude
-future
3- %
FO+brent
1.0%
NWE
- - dei dei
443,36
439,15
- aritmetica.
437,67
417,32
Grafico
1:
Greggio
e tasso
di cambio,
andamento
mensile
prezzi
spot-a- etermine.
a 59,04
termine.
Media
aritmetica
rafico
1:FOB
Greggio
e €/MT
tasso
di463,40
cambio,
andamento
prezzi
spot
CARBONE
60,82
-2%
- 19 % mensile
coal
64,00 dei
59,79
- 4 aritmetica.
%
58,16
58,95
-5%
Grafico
1: Greggio
e $/MT
tasso
di
cambio,
andamento
prezzi
spot
e- a3-e-%
termine.
Media
OLIO
COMB.
290,68
3
55 %mensile
oil% - 1- %
319,84
296,60
298,17
300,14
-333,29
-6%
GASOLIO
$/MT$/MT
900,05
-fuel
2 -%
gasoil
933,00
917,93
25%% Media
916,94
-- 25 %
915,18
Grafico
1:
Greggio
e
tasso
di
cambio,
andamento
dei
prezzi
spot
e
a
termine.
aritmetica.
ARA Stm 6000K C €/MT
56,15
+ 3CIF
%
+3%
API2
55,20
54,48
53,66
54,04
0.1 FOB
268,35 gasoil
1 % NWE
42 %
1.0%
273,83
275,18
276,88
-305,50
-ARABarge €/MT€/MT 650,91
-FO
4 +%
- 8- %
future
- 663,95
-663,25
661,99
/bbl $/bbl0.1 FOB
CAMBIO
$/€
USD/EUR
1,08
5
%
22
%
FX
1,08
5
%
1,08
5
%
1,08
1,09
5
%
$/€
$/€
$/bbl
GASOLIO
523,39 coal
% - 11
- 42
525,82
523,29
524,59
-- $/€
CARBONE
$/MT$/MT
75,45
-gasoil
20-%6
%%
75,00
76,09
-- 1 %
75,36
- 2- % 1,00
75,51 81,10
--1 %
FX USD
1,00
%
0%
FX USD
1,00
1,00
1,00
1,90130
30 130
1,90
1,90
ARAC €/MT€/MT
483,19 API2
-%1 %
- 26
future
485,46
482,94
483,94
--ARA 0.1
StmFOB
6000K
54,57
-gasoil
4CIF
- 16
%%
- 55,04
-54,51
-54,62
58,64
1,80 - 5 %
120
CARBONE
$/MT
60,82
2
%
19
%
coal
64,00
59,79
3
%
59,04
4
%
58,16
58,95
1,38
+7%
CAMBIO $/€
USD/EUR
FX+ 1 %
1,38
+1%
1,38
+1%
1,38
1,38
+ 1 %1,80
Grafico 1: Greggio
e tasso
di cambio,
andamento
mensile
dei prezzi spot
e a termine.
Media
aritmetica.
20 120
1,80
1,70
ARA Stm 6000K C €/MT
56,15 FX API2
+ 3CIF
% 0+
110
55,20
54,48
53,66
-54,04
-FX USD
1,00
0%
%3 %
USD
- 1,00
-1,00
-1,00
1,00
1,60 - 5 %
CAMBIO
$/€
USD/EUR
1,08
5
%
22
%
FX
1,08
5
%
1,08
5
%
1,08
1,09
100
$/bbl
110
1,70
(continua)
10
FX USD
100
1,00
0%
FX USD
0%
-
1,00
-
1,00
-
130 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
90
Grafico
1,00
-
$/€
1,50
1,00
1,90
1,70
-
1,40
1,60
1,80
80
120
1,30
$/bblGrafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
$/€
1,70
70
110
90
1,50
1,20
130
1,90
1,60
90
60
$/bbl
$/€
100
1,10
80 120 50
1,40
1,50 1,90
130
1,00 1,80
90
80
1,40
1,80
120
40
0,90
70 110 8001 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
1,30
1,70
1,30 1,70
110
2011
2012
2013
2014
2015
2016
70
70
1,20 1,60
1,20
60 100 100
1,60
60 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
01 02 03
121,50
01 02 03
1,10
Fonte: Thomson-Reuters
2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
60
90
90Grafico
1,50
2010
2011
2012
2013
2014
50
1,00 2015
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08
091,40
10 11 12 01 02 03
80
$/bbl
$/MT
40
0,90 1,30
1,40
2010 801400 01 02 03 04 05 06 07 08 092011
2015
10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 122012
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 032013
04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 2014
07 08 09 10 11 12 01 02 03
140
70
Grafico 2:
Prodotti
petroliferi,
andamento
mensile
dei
prezzi
spot
e
a
termine.
Media
aritmetica.
1,20
2011
2012
2013
2014
2015
2016
70 60
1,30
1,10
1200
00
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica
$/MT2: Prodotti
rafico
petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
60 50
120
1,20
1,00
Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1400
120
60
200 1000 $/MT400
Grafico
3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1000
1000
400
800
400
600
400
$/bbl
$/bbl
1000
140
1400 $/MT
100
40 140
200
1400
800
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
800
2011
2012
2013
2014
2015
2016
120
1200
1200
80
120
600
600
000
60
$/MT
1,30
1,20
$/bbl
80
Grafico
600 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1200
Grafico
2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
1,40
140
2010
2011
2013
2014
12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 112012
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 2015
01 02
03
$/bbl
$/MT01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11
800
2011
2012
2013
2014
2015
2016 140
1400
400 1200
1,50
$/bbl
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
1000
40
0,90
100
/MT
1,60
120
140
100
120
80
60
100
100
40
800
160
8002 03
800
01 02200
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
40 12 01
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 02 03
2010140
2011
2012
2013
2014
2015
600
2011
2012
2013
2014
2015
2016
60
600
60
120
400
Grafico
3:05Coal,
andamento
prezzi
spot
termine.
Media
aritmetica.
01 02 03Grafico
04
06 07
09 10
11 12 01mensile
02 03
04 05dei
06dei
07
08
09 10
11 12e
03 04 05Media
06
07 08
09
10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11Fonte:
12 01 02Thomson-Reuters
03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
3: 08
Coal,
andamento
mensile
prezzi
spot
e01
aa02
termine.
aritmetica.
40
400 100
20002 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 0340
$/MT 01
2010
2011
2012
2013
2014
$/MT
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
2010
2011
2012
2013
2014
2015
150
1602011
80
2012
2013
2014
2015
2016
2015
Grafico
3: Coal,
andamento
mensile
prezzi
spot
a termine.Media
Media
aritmetica
140
rafico
3: Coal,
andamento
mensile
deidei
prezzi
spot
e ae termine.
aritmetica.
60
140
Grafico
3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
$/MT
150
140
130
120
110
100
90
130
120
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
150 160
2011
100
140
140
100
130 80
2012
110
2013
2014
2015
2016
90 120 120
80 110
60
100
70 100 40
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
60 90 80 2011
2012
2013
2014
2015
2016
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
80
2010 60
70
80
60
70
60
Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica.
$/MT40
120
$/MT
2011
2012
2013
2014
2015
40
1101
1202
0103
0204
0305
0406
0507
0608
0709
08 10
09 11
10 12
11 12
0203
0304
0405
0506
0607
0708
0809
0910
1011
11 12
12 01
01 02
02 03
01 0201
0302
0403
0504
0605
0706
0807
0908
1009111012
01 01
0202
0303
0404
0505
0606
0707
0808
0909
1010
1111
1212010102
03 04
0405
0506
0607
0708
0809
0910
1011
1112
1201
0102
020303
2013
2014
2015
2016
2010 2011
20112012
2012
2013
2014
2015
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 Fonte:
12 01 02Thomson-Reuters
03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
2010
2011
2012
2013
2014
N E W SLNN
EEE
TWW
TSL
ESL
REED
TTT
ETE
LERR
GD
MDEEELL│GGFMM
EEB
EB
││2R20A01I11O5 │2 0N1U0M│E R
NO
U M4
8E
5
1 R│OPPA2AG
5GI │
INNAPAA11G
77I N A 1 7
2015
100
80
60
40
-
1%
-
(continua)
Coerenti con la tendenza del greggio, le dinamiche registrate
nei principali hub europei del gas risultano altresì del tutto in
linea con le fluttuazioni stagionali cui si assiste solitamente
alla fine del periodo invernale. In calo congiunturale più o
meno consistente, le valorizzazioni del gas naturale risultano
comprese tra i 22 €/MWh e i 24 €/MWh e segnano decisi ribassi
dopo i picchi raggiunti nel mese di febbraio (-3/-8%) e più
fievoli cali tendenziali (-1/-5%). Il PSV (24 €/MWh, -8%, -1%),
sempre superiore agli altri riferimenti, conferma il progressivo
allontanamento dagli stessi, in controtendenza rispetto a
quanto osservato nel primo trimestre del 2014 (spread PSVTTF: +2,27 €/MWh). A tendere, le quotazioni restano pressoché
stabili attorno ai valori attuali a seguito anche in questo caso di
moderate svalutazioni (-1/-2%).
Newsletter Marzo 15 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2)
Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica
Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioni a pronti (€/MWh)
GAS
Area
Mar 15
PSV
TTF
CEGH
NBP
IT
NL
AT
UK
24,07
21,80
22,38
22,26
Quotazioni a termine (€/MWh)
Var M-1 Var M-12 ultima quot.
(%)
(%)
future M-1
-8%
-3%
-6%
-4%
-1%
-5%
-5%
-4%
26,30
23,50
24,20
24,32
Apr 15
Var M-1
(%)
Mag 15
Var M-1
(%)
Giu 15
Var M-1
(%)
GY
2015/16
Var M-1
(%)
23,43
21,56
22,34
22,21
-2%
-1%
21,31
22,17
21,33
-1%
22,08
20,70
-
21,89
22,64
-2%
-1%
€/MWh
35
30
25
20
15
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
2011
2012
2013
2014
2015
Fonte: Thomson-Reuters
Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
Quotazioni a pronti (€/MWh)
In linea con il deprezzamento delleVar
materie
prime, le
quotazioni
M-1 Var M-12 ultima
ultima quot.
quot.
15
Paese Gestor
(%)
(%)
future
M-1
e
future
M-1
spot delleArea
principali borseMar
elettriche
europee
ripiegano
su
valori
decisamente inferiori rispetto allo scorso mese e al contempo
51,00
Borsa
ITALIA
49,99
-IT8 %
+
7 % Ita
descrivono,
anche a marzo,
intensi
aumenti
tendenziali.
La
45,78
FRANCIA
43,81
- FR
13 %
+EEX
23 %
quotazione
italiana
si
mantiene
come
al
solito
al
di
sopra
di
EEX
32,57
GERMANIA
31,34
- DE
15 %
+
1%
tutte le altre,
attestandosi43,13
su un valore
che
disattende
di
poco
OMIP
40,50
SPAGNA
+ES
1
%
+
62
%
nome
Borsa Ita
le aspettative
riposte lo 25,34
sorso mese
-8%,
+7%
25,22
AREA SCANDINAVA
- NO
13 %(50 Nasdaq
-€/MWh,
5%
nome
EEX
AUSTRIA
- nome
14 % e, per
- 0 %quanto allineata
previsione
a febbraio pari31,07
a 51 €/MWh)
Nasdaq
SVIZZERA
44,52
- nome
12 %
2016
+OMIP
24 %
-
tramite coupling
nel 30% delle ore al prezzo francese,
se ne
Var M-1
M-1
M-1 Mag 15 Var M-1 Giu 15 Var M-1
Var
Apr 15 Var
2016
(%)
(%)
(%)
(%) calo
(%)
allontana
maggiormente
in virtù del più forte
congiunturale
di quest’ultimo (44 €/MWh, -13%, +23%). Dai mercati a termine
46,85
46,59
+ 1- %
+ 8- %
48,64
46,95
- 0-%
scarsi
segnali
di46,16
ripresa:
per quanto
in alcuni
casi
rivalutate,
le
38,43
+2%
30,53
-1%
31,81
38,86
previsioni
per
aprile
e
maggio
infatti
propongono
valori
tutti
al
30,67
-2%
29,28
-4%
31,54
32,26
di37,35
sotto
delle
quotazioni
a
pronti,
fenomeno
che
solo
in
parte
0
%
43,84
+
4
%
48,20
45,33
riproduce
stagionali.
24,74
- 3le
24,50
- 2 -%
24,33
-28,24
-%attese
- dinamiche
--
-
-
-
-
-
€/MWh
90
80
70
60
50
40
30
20
10
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
5 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
841E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G88I N A 1 8
-
-
REPORT │ MARZO 2015
mercati energetici europa
IT
NL
AT
24,07
21,80
22,38
-8%
-3%
-6%
26,30
23,50
24,20
-1%
-5%
-5%
20
mercati
NBP
UK energetici
22,26
-4%
-europa
4%
24,32
23,43
21,56
22,34
-2%
-
21,31
22,17
-
22,08
-
21,89
-
-2%
-
22,21
-1%
21,33
-1%
20,70
-
22,64
-1%
€/MWh
15
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
35
2011
2012
2013
2014
2015
2016
(continua)
Figura
Borse
elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
30 2:2:
Figura
Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
Quotazioni a pronti (€/MWh)
25
Newsletter Marzo 15 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2)
Area
Var M-1 Var
M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Gestor
Paese
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
Mar 15
GERMANIA
31,34
- DE
15 %
Borsa
+
7 % Ita
+EEX
23 %
EEX
+
1%
AREA SCANDINAVA
PSVAUSTRIA IT
25,34
- NO
13 %
nome
Nasdaq
-5%
EEX
ITALIA
-IT8 %
49,99
43,81
- FR
13 %
Quotazioni
a pronti (€/MWh)
FRANCIA
51,00
-
25,22
-
Var M-1
(%)
Apr 15
20
Figura
1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
15
Fonte: Thomson-Reuters
Var M-1
(%)
Mag 15
Giu 15
45,78
46,59
38,43
+ 1- %
46,16
+ 8- %
48,64
+ 2Quotazioni
%
30,53
- 1 (€/MWh)
%
31,81
a termine
32,57
30,67
-2%
29,28
-4%
31,54
24,50
---
- 2 -%
24,33
---
Var M-1
(%)
2016
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
-
46,85
46,95
38,86
- 0-%
-
-
32,26
-
--
28,24
--2%
-
--
Var03M-1
M-12
quot.
Var
M-1
Var
M-1
01 02 03 04 05
06 07 08 09Mar
10 11
04 05Var
06 07
08 09ultima
10 11 12
01 02 03 04 05Apr
06 07
10M-1
11 12 01
02 03 04Var
05 06
07 08Giu
09 10
11 12
01 M-1
02 03 04 GY
05 06 07Var
08 09
10 11 12 01 02 03
GAS
Area
15 12 01 02
1508 09
Mag
37,35
- 0-%15 43,84
+ 4 -15
%
48,20
45,33
SPAGNA
43,13
1 % (%) +OMIP
62 %
nome
Borsa
Ita M-140,50
-(%)
--(%) +ES
future
(%)
(%)2015/16
(%)
2011
2012
2013
2014
2015
2016
24,07
-8%
31,07
- nome
14 %- 1 % Nasdaq
- 0 % 26,30
TTF
21,80
-3%
SVIZZERA
44,52
- nome
12
%- 5 %+OMIP
24 % 23,50
Figura
2:
BorseNLelettriche,
quotazioni
mensili
spot
e a termine.
CEGH
AT
22,38
-6%
-5%
24,20
NBP
UK
22,26
-4%
-4%
24,32
Quotazioni a pronti (€/MWh)
€/MWh
90 €/MWh
80 35
70
Area
Mar 15
ITALIA
49,99
43,81
31,34
43,13
25,34
31,07
44,52
60 30 FRANCIA
GERMANIA
SPAGNA
40
AREA SCANDINAVA
AUSTRIA
30
20
SVIZZERA
50
25
20
23,43
21,56
Media
22,34
22,21
Var M-1 Var
M-12 ultima
ultima quot.
quot.
Paese Gestor
(%)
(%)e
future
future M-1
M-1
-IT8 %
- FR
13 %
- DE
15 %
+ES
1%
nome
- NO
13 %
nome
- nome
14 %
- nome
12 %
Borsa
+
7 % Ita
+EEX
23 %
EEX
+
1%
+OMIP
62 % Ita
Borsa
Nasdaq
-5%
EEX
-0%
Nasdaq
+OMIP
24 %
24,74
- 3-%
----2 %
21,31
aritmetica
22,17
21,33
-1%
--22,08
20,70
-1%
-21,89
22,64
-
-1%
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
Quotazioni
Apr 15
Var M-1
(%)
Mag 15
Var M-1
(%)
Giu 15
Var M-1
(%)
2016
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
51,00
45,78
32,57
40,50
25,22
-
46,59
38,43
30,67
37,35
24,74
-
+ 1- %
+2%
-2%
- 0-%
- 3-%
46,16
30,53
29,28
43,84
24,50
-
+ 8- %
-1%
-4%
+ 4 -%
- 2 -%
48,64
31,81
31,54
48,20
24,33
-
---
46,85
46,95
38,86
32,26
45,33
28,24
-
- 0-%
---
-
-
-
-
-
-
-
-
-
10
15
€/MWh
01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03
90 20112011
2012
2013
2014
2015
2015
2016
2012
2013
2014
2015
2016
2015
03
TWh
40
80
Volumi a pronti (TWh)
70Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica
35 principali
In diffuso aumento tendenziale i volumi
scambiati sulle
Var M-1 Var M-12
Area
Mar
15 (€/MWh)
60
Quotazioni
a pronti
(%) e Nord
(%) Pool 30
borse
elettriche
europee,
con
EPEX
che questo
25
50 gestiscono la stessa taglia di
mese
transazioni
(33
TWh,
Var
M-1
Var
M-12
ultima
quot. +5%)
Area
Mar 15
Paese Gestor ultima quot.
ITALIA
FRANCIA
ITALIA
GERMANIA
FRANCIA
SPAGNA
40
+ 8(%)
%
-4%
-IT8 %
+ 13 %
- FR
13 %
-3%
16,8
7,3
49,99
23,5
43,81
13,7
future
M-1
e
future
M-1
+ (%)
5%
20
+ 31 %
1551,00
Borsa
+
7 % Ita
-1%
10
45,78
+EEX
23 %
-7%
e la borsa italiana che sale a 17 TWh (+5%), massimo dallo
Quotazioniaatermine
termine(€/MWh)
(€/MWh)
scorso luglio.Quotazioni
Var M-1
(%)
Apr 15
Mag 15
Var M-1
(%)
Var M-1
(%)
Giu 15
2016
Var M-1
M-1
Var
(%)
(%)
46,85
46,59
+ 1- %
46,16
+ 8- %
48,64
46,95
- 0-%
38,43
+2%
30,53
-1%
31,81
38,86
20
EEX
32,57
30,67
-2%
29,28
-4%
31,54
32,26
GERMANIA
31,34
- DE
15 %
+
1%
5
AREA SCANDINAVA
33,2
+2%
+5%
40,50
37,35
- 0-%
43,84
+ 4 -%
48,20
-45,33
SPAGNA
43,13
+ES
1%
+OMIP
62 % Ita
nome
Borsa
10
0
0,7
+ 25
%
+ -13
%
Figura
3:AUSTRIA
Borse
mensili
spot
Thomson-Reuters
25,22
24,74
309
- 2 -03
%
24,33
--09Fonte:
AREA
SCANDINAVA
25,34
13
5%
nome
EEX
-11
-%05 110724,50
- 11
--01 010203 03
01
03
05 07europee,
09 11 01 volumi
03 05 annuali
07- NO
09% 11 eNasdaq
01
03 05 sui
07- 01mercati
09031105 01
05 01
07-03
01
03 01
04
05 0506
07 03
09
09
07 -07
09 08
11 01
031028,24
05-11
07 12
09 11
SVIZZERA
1,8
+ -20
%%
+- 40 %
AUSTRIA
31,07
14
%
nome
Nasdaq
- 2012 - 2015
2011
2012
2013
2014
2015
2015
2016
2011
2013
2014
2015
SVIZZERA
44,52
- nome
12 %
+OMIP
24 %
TWh
40
Volumi a pronti (TWh)
30
€/MWh
90
35
Area
Mar 15
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ITALIA
60 FRANCIA
50 GERMANIA
SPAGNA
40
AREA SCANDINAVA
16,8
7,3
23,5
13,7
33,2
+8%
-4%
+ 13 %
-3%
+2%
+5%
+ 31 %
-1%
-7%
+5%
20
0,7
1,8
+ 25 %
+ 20 %
+ 13 %
+4%
0
80
25
70
30
AUSTRIA
20 SVIZZERA
10
30
01 03
05
07 09
2011
11
01 03
05
07 09
2012
11
01 03
05
15
10
5
01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03 05 07 09 11 01 03
2011
07 09
2013
11
2012
01 03
2014
05
07 09
11
2013
01 03 04
2015
2015
2015
05
06
07
2014
08
09
10
11
12
2015
01
2016
TWh
40
Volumi a pronti (TWh)
Area
Mar 15
Var M-1
(%)
Var M-12
(%)
ITALIA
FRANCIA
GERMANIA
16,8
7,3
23,5
+8%
-4%
+ 13 %
+5%
+ 31 %
-1%
35
30
25
20
15
N E W SLNNEEETW
W
TSL
SL
E REED
TTT
E
TE
L
E10
RRG D
M
DEELL│G
GFM
MEEEB B
││2R
200
A11I 1O
5 ││2 N
0N1UU0M
M│
EERR
NO
O
UM
841E
5 R││OPPA
2A5G
GI│
INNA
PAA11G99I N A 1 9
02
03
REPORT │ MARZO 2015
25
PSV
TTF
CEGH
Mercato dei titoli di efficienza energetica
A cura del GME
■
Nel mese di marzo 2015 sul Mercato dei Titoli d Efficienza
Energetica sono stati scambiati 348.229 TEE, in aumento rispetto
ai 317.996 TEE scambiati a febbraio.
Dei 348.229 TEE sono stati scambiati 101.358 TEE di Tipo I,
195.516 TEE di Tipo II, 41.143 TEE di Tipo II CAR, 45.975 TEE
di Tipo III e 237 TEE di Tipo V.
Rispetto al mese di febbraio, si registra una diminuzione dei
prezzi medi pari a 2,48 % per i TEE di Tipo I, del 2,31 % per i TEE
di Tipo II, del 3,70 % per i TEE di Tipo II-CAR, e del 2,76 % per i
TEE di Tipo III.
In particolare, analizzando l’andamento specifico dei prezzi di
questo mese, si rileva che i titoli di Tipo I sono stati scambiati
ad una media di 104,32 € (rispetto a 106,97 € di febbraio), i
titoli di Tipo II, ad una media di 104,19 € (rispetto a € 106,65 di
febbraio), i titoli di Tipo II-CAR, ad una media di 103,85 € (107,84
€ a febbraio), i titoli di Tipo III sono stati quotati ad una media di
104,18 € (rispetto a 107,14 € di febbraio).
Il prezzo medio dei TEE di Tipo V, per la prima volta sulla
piattaforma nel 2015, è stato pari a 104,00 €.
I titoli emessi dall’inizio dell’anno sono pari a 1.104.570 TEE
(328.179 di Tipo I, 622.356 di Tipo II, 24.293 di Tipo II CAR,
129.686 di Tipo III e 56 di Tipo V).
Dall’inizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a 33.378.043
TEE.
TEE, risultati del mercato del GME - marzo 2015
101.358
10.573.312,44
Tipo II
Tipo II
195.516
20.370.929,45
Tipo II-CAR
Tipo II-CAR
41.143
4.272.518,69
Tipo III
Tipo III
45.975
4.789.786,82
Tipo V
Tipo V
237
24.648,00
Prezzo minimo (€/TEE)
102,00
102,70
103,56
101,10
104,00
Prezzo massimo (€/TEE)
106,50
106,50
105,80
106,50
104,00
Prezzo medio (€/TEE)
104,32
104,19
103,85
104,18
104,00
Volumi scambiati (n.TEE)
Valore Totale (€)
Tipo I
Tipo I
Fonte: GME
TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine marzo 2015 (dato cumulato)
15.000.100
13.658.413
13.500.100
Fonte: GME
Totale: 33.378.043
12.544.685
12.000.100
10.500.100
9.000.100
7.500.100
5.789.049
6.000.100
4.500.100
3.000.100
1.384.911
1.500.100
985
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
5 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
8 1E R│ OP A
2 5G I│N A
P A2G0 I N A 2 0
REPORT │ MARZO 2015
mercati per l'ambiente
(continua)
TEE scambiati dal 1 gennaio 2015
N. TEE
Fonte: GME
Mercato: 899.943
Bilaterali: 1.066.695
900.000
817.123
800.000
700.000
600.000
522.685
500.000
400.000
300.000
239.646
178.778
200.000
100.000
87.123
50.252 45.707
25.087
0
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
237
Tipo V
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2015)
€/tep
minimo
Fonte: GME
massimo
medio
112,00
110,00
110,00
109,50
109,50
103,84
104,31
98,00
98,10
109,50
108,00
106,00
104,00
104,44
104,00
104,00
104,00
104,76
102,00
100,00
98,00
96,00
97,00
94,00
92,00
90,00
90,00
88,00
Tipo I
Tipo II
Tipo II-CAR
Tipo III
Tipo V
Tipologia
N E W SLNEETWTSL
E RE T
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
B 2R0A1I 5O │2 0N1U0M│E R
NO
U M8 E
1 R│O P2A5G │
I N PAA 2G1I N A 2 1
REPORT │ MARZO 2015
mercati per l'ambiente
(continua)
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2011)
€/tep
Tipo I
Tipo II
Fonte: GME
Tipo III
Tipo II-CAR
Tipo V
155,00
145,00
135,00
125,00
REPORT │ MARZO 2015
mercati per l'ambiente
115,00
105,00
85,00
18-01-2011
08-02-2011
01-03-2011
22-03-2011
12-04-2011
03-05-2011
24-05-2011
14-06-2011
05-07-2011
26-07-2011
06-09-2011
27-09-2011
18-10-2011
15-11-2011
06-12-2011
10-01-2012
31-01-2012
21-02-2012
13-03-2012
03-04-2012
24-04-2012
10-05-2012
22-05-2012
31-05-2012
19-06-2012
10-07-2012
31-07-2012
04-09-2012
25-09-2012
16-10-2012
13-11-2012
04-12-2012
08-01-2013
29-01-2013
19-02-2013
12-03-2013
03-04-2013
23-04-2013
14-05-2013
04-06-2013
25-06-2013
16-07-2013
06-08-2013
10-09-2013
01-10-2013
22-10-2013
19-11-2013
10-12-2013
21-01-2014
11-02-2014
04-03-2014
25-03-2014
15-04-2014
06-05-2014
27-05-2014
17-06-2014
08-07-2014
29-07-2014
02-09-2014
23-09-2014
14-10-2014
04-11-2014
25-11-2014
16-12-2014
27-01-2015
17-02-2015
10-03-2015
31-03-2015
95,00
data sessione mercato
data sessione mercato
Nel corso del mese di marzo 2015 sono stati scambiati
337.224 titoli attraverso contratti bilaterali delle varie tipologie
(365.305 TEE nel mese di febbraio 2015).
La media dei prezzi dei TEE scambiati attraverso i bilaterali
è stata pari a 103,41 €/tep (100,98 €/tep lo scorso febbraio),
minore di 0,78 €/tep rispetto alla media registrata sul mercato
organizzato di 104,19 €/tep (106,82 €/tep a febbraio).
Nel grafico sottostante sono evidenziati i volumi mensili scambiati bilateralmente per ciascuna classe di prezzo.
scambiati per classi di prezzo - settembre 2013
TEE scambiati per classi di prezzo - TEE
marzo
2015
300.000
350.000
Fonte: GME
TEE scambiati per classi di prezzo - marzo 2015
TEE scambiati per classi di prezzo - settembre 2013
300.000
250.000
300.000
323.373
Totale Bila
268.488
268.488
Quantità
250.000
250.000
200.000
Quantità
200.000
200.000
150.000
150.000
150.000
100.000
100.000
100.000
50.000
38.912
50.000
8.710
700
993
50.0001.8342.677
38.912
771
0
0
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100) [100-110) [110-120) [120-130) [130-140) [140-150)
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100)
100+
1.834
0
Classi di prezzo (€/tep)
0
(0-10)
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100)
100+
Classi di prezzo (€/tep)
TL
E RG M
DE
│R
20
5 │2 0N1 U
RU
O M8E1R │O P2A5 G│I NPAA G
2 2I N A 2 2
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
E L│ GFMEEB B
A 1I O
0 M│E N
150+
Mercato dei certificati verdi
precedente, è stato osservato un aumento di 1,40 €/MWh per i
CV 2012 scambiati a 89,99 €/MWh.
In aumento anche i CV 2014 I Trim che hanno registrato un
prezzo medio pari a 97,14 €/MWh, in crescita di 0,21 €/MWh
rispetto al mese scorso, mentre i CV 2014 III Trim, scambiati ad
un prezzo medio di 97,11 €/MW hanno registrato un incremento
di 0,16 €/MWh. Infine, i CV 2014 IV Trim, quotati ad un prezzo
medio di 96,88 €/MWh, hanno ottenuto un rialzo di 0,35 €/MWh,
rispetto al mese precedente.
In diminuzione, invece, il prezzo medio dei CV 2013 I Trim, pari a
91,15 €/MWh, che ha registrato un calo di 1,31 €/MWh, rispetto
a febbraio, il prezzo medio dei CV 2013 II Trim che è stato pari
a 90,60 €/MWh con una diminuzione di 1,98 €/MWh, e il prezzo
medio dei CV 2013 III Trim, pari a 90,35 €/MWh, che ha segnato
un regressione di 1,22 €/MWh. I CV 2013 IV Trim e I CV 2013
TRL IV Trim sono stati scambiati ad una media pari a 89,71 €/
MWh e a 85,98 €/MWh ciascuno, minore, rispettivamente, di 0,56
€/MWh e di 2,52 €/MWh, rispetto a quella registrata a febbraio.
Infine, i CV 2014 II Trim sono stati scambiati ad un prezzo medio
di 97,02 €/MWh, in diminuzione di 0,01 €/MWh rispetto al mese
scorso.
Di seguito la Tabella riassuntiva delle transazioni relativa al mese
di Marzo 2015.
A cura del GME
■
Sul Mercato dei Certificati Verdi1, nel mese di marzo 2015,
sono stati scambiati 707.489 CV, in diminuzione, rispetto ai
728.745 CV scambiati nel mese di febbraio.
La concentrazione degli scambi sul mercato, ha visto il prevalere
dei CV 2014 IV Trim, con 408.156 certificati (369.072 i CV 2014
IV Trim scambiati a febbraio), dei CV 2013 IV Trim, con un
volume pari a 127.483 CV (68.080 i CV 2013 IV Trim relativi
allo scorso mese) e dei CV 2014 III Trim con 62.225 titoli sulla
piattaforma (129.857 i CV 2014 III Trim, a febbraio).
I CV 2012 hanno raggiunto un volume totale pari a 58.308
titoli (93.489 i CV 2012, presenti sulla piattaforma nel mese a
confronto), mentre i CV 2013 III Trim hanno registrato una quota
pari a 25.493 CV (19.682 i CV 2013 III Trim, a febbraio).
Seguono nell’ordine, i CV 2014 I Trim con 11.908 CV (8.102 i
CV 2013 I Trim presenti il mese scorso sulla piattaforma), i CV
2013 TRL IV Trim, con 6.982 titoli (1.860 i CV 2013 TRL IV Trim,
a febbraio), e i CV 2014 II Trim, con 4.325 certificati (20.354 i CV
2014 II Trim, scambiati a febbraio).
Chiudono l’elenco dei volumi presenti sulla piattaforma di
scambio nel mese di marzo, i CV 2013 I Trim con 1.609 titoli
(5.167 i CV 2013 I Trim, nel mese scorso), e i CV 2013 II Trim
con 1.000 certificati (13.082 i CV 2013 II Trim a febbraio).
In relazione al confronto fra i prezzi medi, rispetto al mese
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 - febbraio 2015
Fonte: GME
Periodo di riferimento
2012
2012_Tipo_CV
Volumi scambiati (n.CV)
I Trim 2013
II Trim 2013
III Trim 2013
IV Trim 2013 IV
Trim 2013_TRL 2014_Tipo_CV_Trim_I
I Trim 2014
II Trim 2014
III Trim 2014
IV Trim 2014
2013_Tipo_CV_Trim_I
2013_Tipo_CV_Trim_II
2013_Tipo_CV_Trim_III
2013_Tipo_CV_Trim_IV
2013_Tipo_CV_TRL_Trim_IV
2014_Tipo_CV_Trim_II
2014_Tipo_CV_Trim_III
2014_Tipo_CV_Trim_IV
58.308
5.247.397,50
1.609
146.658,16
1.000
90.600,00
25.493
2.303.188,15
127.483
11.437.056,73
6.982
600.291,00
11.908
1.156.684,20
4.325
419.606,15
62.225
6.042.679,69
408.156
39.541.627,75
Prezzo minimo (€/CV)
85,00
89,24
90,60
89,40
88,50
84,85
97,00
97,00
96,80
96,41
Prezzo massimo (€/CV)
93,50
91,75
90,60
93,00
93,00
86,00
97,17
97,15
97,17
97,02
Prezzo medio (€/CV)
89,99
91,15
90,60
90,35
89,71
85,98
97,14
97,02
97,11
96,88
Valore Totale (€)
8,50
2,51
0,00
3,60
4,50
1,15
0,17
0,15
0,37
CV, numero di certificati scambiati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2015)
Fonte: GME
Totale CV: 2.217.896
N. CV
1.500.000
1.391.763
1.200.000
900.000
600.000
300.000
0
2012
288.993
227.131
167.772
8.624
16.079
I Trim
2013
II Trim
2013
56.565
III Trim
2013
IV Trim
2013
0,61
8.842
23.048
29.079
IV Trim
2013_TRL
I Trim
2014
II Trim
2014
III Trim
2014
IV Trim
2014
Tipologia
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEB B│ R
20
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5 │2 N
0 1U0M │
E RNOU M
8 1E R│ OP A
2 5G I│N A
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REPORT │ MARZO 2015
mercati per l'ambiente
(continua)
CV, controvalore delle transazioni per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2015)
Fonte: GME
Milioni di €
150,00
134,19
120,00
90,00
60,00
30,00
0,00
27,97
20,39
14,92
2012
0,79
1,48
5,12
I Trim
2013
II Trim
2013
III Trim
2013
0,76
IV Trim
2013
IV Trim
2013_TRL
2,24
2,82
I Trim
2014
II Trim
2014
III Trim
2014
IV Trim
2014
Tipologia
CV, prezzi dei certificati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 2015)
Prezzo minimo
€/MWh
99,00
Prezzo massimo
95,00
93,50
91,00
89,00
88,95
83,00
97,20
96,95
96,01
97,17
96,78
95,40
94,25
92,50
91,53
89,00
92,80
92,05
88,85
97,02
96,42
94,70
93,00
90,53
87,00
85,00
Prezzo medio
97,80
97,06
96,21
97,00
93,00
Fonte: GME
88,00
89,77
90,00
88,25
86,51
85,00
2012
84,85
I Trim
2013
II Trim
2013
III Trim
2013
IV Trim
2013
IV Trim
2013_TRL
I Trim
2014
II Trim
2014
III Trim
2014
IV Trim
2014
Tipologia
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEB B│ R
20
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0 1U0M │
E RNOU M
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2 5G I│N A
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REPORT │ MARZO 2015
mercati per l'ambiente
(continua)
Nel corso del mese di marzo 2015 sono stati scambiati
7.015.394 CV attraverso contratti bilaterali, delle varie tipologie (2.298.401 CV nel mese di febbraio).
La media dei prezzi dei CV scambiati attraverso i bilaterali,
nel corso del mese di febbraio, è stata pari a 87,41€/MWh,
minore di 7,27 €/MWh rispetto alla media registra sul mercato
organizzato (94,68 €/MWh).
Di seguito il grafico a blocchi relativo ai CV scambiati bilateralmente sulla piattaforma per fasce di prezzo.
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - marzo 2015
Fonte: GME
Volumi totali:
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo - marzo 2015
5.400.000
5.185.304
4.800.000
4.200.000
Quantità
3.600.000
3.000.000
2.400.000
1.800.000
1.299.649
1.200.000
600.000
446.842
167
0
0
(0-10)
82.848
584
[10-20)
[20-30)
[30-40)
[40-50)
[50-60)
[60-70)
[70-80)
[80-90) [90-100)
Classi di prezzo (€/MWh)
N E W SLNEETWTSL
E RE T
D TE EL RG D
MEEL │G FMEEB │
B 2R0A1I 5O │2 0N1U0M│E R
NO
U M8 E
1 R│O P2A5G │
I N PAA 2G5I N A 2 5
100+
REPORT │ MARZO 2015
mercati per l'ambiente
Mercato delle Garanzie d'Origine
A cura del GME
■ Nei primi tre mesi del 2015, sono state effettuate tre sessioni
di mercato GO e due sessioni d’asta da parte del GSE.
Mercato organizzato GME
L’andamento degli scambi ha evidenziato una scarsità delle
transazioni di mercato nei primi mesi dell’anno, registrando una
inversione di tendenza, alla fine del primo trimestre.
Nel mese di gennaio 2015, infatti, sono state scambiate, a
prescindere dalla tipologia, 2.000 GO ad un prezzo medio pari
0,08 €/MWh. Nel mese di febbraio, il numero delle garanzie
negoziate sulla piattaforma sono state pari a 1.035 GO, quotate
ad un prezzo medio di 0,08 €/MWh ed infine, nel mese di marzo,
è stato rilevato il buon andamento dei volumi, con 99.968 GO
movimentate sulla piattaforma, anche in considerazione della
scadenza dell’obbligo del 31 marzo di consegna delle GO al
GSE.
Nel mese di marzo si registra, tuttavia, una diminuzione del
prezzo medio pari a 0,05 €/MWh, rispetto al mese precedente.
In totale sul Mercato delle GO, nei primi tre mesi del 2014, sono
state scambiate 103.003 GO.
La Garanzia d’Origine maggiormente scambiata è stata la
tipologia 2014_Eolico_AltriMesi con un volume pari a 55.725.
Il prezzo medio ponderato delle GO scambiate nelle sessioni di
mercato nel 2015, a prescindere dalla tipologia, è stato pari a
0,05 €/MWh.
Di seguito la tabella riassuntiva delle transazioni avvenute sul
mercato nel primo trimestre 2015.
GO, risultati del mercato GME primo trimestre 2015
Tipologia
Geotermoelettrico
Idroelettrico
Solare
Altro
Volumi
scambiati
MWh
Periodo di produzione
Eolico
Gennaio 2014
Febbraio 2014
AltriMesi 2014
Gennaio 2014
Febbraio 2014
AltriMesi 2014
Gennaio 2014
Febbraio 2014
AltriMesi 2014
Gennaio 2014
Febbraio 2014
AltriMesi 2014
Gennaio 2014
Febbraio 2014
AltriMesi 2014
Fonte: GME
Valore
Totale
€
Prezzo
massimo
€/MWh
minimo
2014_Eolico_Gennaio
2014_Eolico_Febbraio
1.035
83
2014_Eolico_Altrimesi
55.725
2.763
2014_Geotermoelettrico_Gennaio
2014_Geotermoelettrico_Febbraio
2014_Geotermoelettrico_Altrimesi
500
40
2014_Idroelettrico_Gennaio
2014_Idroelettrico_Febbraio
2014_Idroelettrico_Altrimesi
22.700
1.312
2014_Solare_Gennaio
2014_Solare_Febbraio
2014_Solare_Altrimesi
3.043
183
2014_Altro_Gennaio
2014_Altro_Febbraio
2014_Altro_Altrimesi
20.000
1.000
0,08
0,04
0,08
0,05
0,06
0,05
medio
0,08
0,05
0,08
0,08
0,06
0,05
0,08
0,05
0,08
0,06
0,06
0,05
I Volumi scambiati e il Controvalore per tipologia GO presente sul mercato, sono rappresentati nei seguenti grafici a blocchi.
GO, volumi per tipologia (sessioni fino a marzo 2015)
Fonte: GME
Totale Volumi Scambiati: 103.003
60.000
56.760
50.000
Volumi (Mwh)
40.000
30.000
20.000
22.700
20.000
10.000
3.043
500
0
Altro 2014
Eolico 2014
Geotermico 2014
Idroelettrico 2014
Solare 2014
Tipologia
N E W SLNEETW
T SL
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TL
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REPORT │ MARZO 2015
mercati per l'ambiente
GO, controvalore delle transazioni per tipologia (2014)
Fonte: GME
€
3.000
2.846
2.500
2.000
1.500
1.312
1.000
1.000
500
183
40
0
Altro 2014
Eolico 2014
Geotermico 2014
Idroelettrico 2014
Solare 2014
Tipologia
L’andamento dei prezzi medi è evidenziato nella grafico sottostante.
GO, prezzi dei certificati per anno di riferimento (2014)
Prezzo minimo
€/MWh
0,09
0,08
Fonte: GME
Prezzo massimo
0,08
0,08
0,08
0,08
Prezzo medio
0,08
0,07
0,06
0,05
0,06
0,06
0,06
0,06
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,04
0,04
0,03
Altro 2014
Eolico 2014
Geotermico 2014
Idroelettrico 2014
Solare 2014
Tipologia
N E W SLNEETW
T SL
E R EDT E
TL
E RG M
D E L│ GFMEEB B│ R
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P A2G7 I N A 2 7
REPORT │ MARZO 2015
mercati per l'ambiente
Transazioni bilaterali
L’andamento trimestrale degli scambi bilaterali sulla piattaforma
delle GO è stato notevolmente consistente rispetto ai volumi
di mercato. Con l’esclusione del mese di febbraio, infatti, che
ha segnato un leggero calo con 3.829.978 GO, rispetto agli
scambi registrati nel mese di gennaio (pari a 9.108.477 GO),
nel mese di marzo 2014 sono state scambiate 27.311.669
GO.
In totale, nel primo trimestre 2014 sono stati scambiati,
attraverso contratti bilaterali 40.250.124 GO delle varie
tipologie.
Il prezzo medio registrato è stato pari a 0,10 €/MWh, maggiore
di 0,05 €/MWh, rispetto a quello registrato sul mercato (0,05
€/MWh).
Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi dei GO
scambiati bilateralmente per ciascuna classe di prezzo.
GO, volumi per fasce di prezzo (sessioni gennaio-marzo 2015)
Fonte: GME
GO 2014 scambiate bilateralmente per fasce di prezzo - anno 2015
Altro
20.000.000
Eolico
Geotermoelettrico
Idroelettrico
Solare
Totale: 40.250.124
18.000.000
16.000.000
Volumi (Mwh)
14.000.000
12.000.000
10.000.000
8.000.000
6.000.000
4.000.000
2.000.000
0
0
[0,01-0,10)
[0,10-0,20)
[0,20-0,30)
[0,30-0,40)
[0,40-0,50)
[0,50-0,60)
[0,60-0,70)
[0,70-0,80)
[0,80-0,90)
[0,90-1)
1+
Classi di prezzo €/Mwh)
Aste GSE
Le due sessioni d’asta svolte dal GSE nel primo trimestre
2015 hanno consentito l’assegnazione di 1.418.000 GO sul
mercato per un totale di 39.780.368 GO offerte.
Di seguito la tabella riassuntiva degli esiti delle aste GO.
data
tipologia
periodo di produzione prezzo medio ponderato (€/MWh) prezzo minimo prezzo massimo quantità assegnata (MWh) offerta dal GSE
20/01/2015
Altro_Gennaio
2014
0,08
0,08
0,08
30.000
1.804.232
20/01/2015
Eolico_Gennaio
2014
0,09
0,09
0,09
30.000
604.885
20/01/2015 Idroelettrico_Altri mesi
2014
0,09
0,09
0,09
100.000
4.116.395
20/01/2015 Idroelettrico_Febbraio
2014
0,09
0,09
0,09
30.000
373.396
20/01/2015 Idroelettrico_Gennaio
2014
0,07
0,07
0,07
40.000
429.995
20/03/2015
Altro_Altri mesi
2014
0,05
0,05
0,05
200.000
15.392.805
20/03/2015
Eolico_Altri mesi
2014
0,05
0,05
0,05
504.000
4.022.024
20/03/2015
Solare_Altri mesi
2014
0,06
0,06
0,07
484.000
13.036.636
TOTALE
1.418.000
39.780.368
N E W SLNEETW
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P A2G8 I N A 2 8
REPORT │ MARZO 2015
mercati per l'ambiente
Quanto “vale” il mercato del heating and cooling?
di Mario Cirillo - REF-E
(continua dalla prima)
Figura 1 – Mix energetico per heating and cooling (% sul consumo finale di energia)
Combustibili solidi
Calore derivato
Prodotti petroliferi
Energia rinnovabile
Gas
Rifiuti (non rinnovabili)
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
ito
Un
Sv
ez
ia
Re
gn
o
ia
on
Po
l
ria
Au
st
a
an
d
Ol
lia
Ita
ia
Fr
an
c
na
ag
Sp
ca
Ge
rm
an
ia
m
ar
Da
ni
UE
-2
8
0%
Fonte: elaborazioni di REF-E su dati Eurostat
La climatizzazione degli edifici e il ruolo del sistema
elettrico
La domanda di energia negli edifici europei è stata di circa
440 Mtoe nel 2012, pari al 40% del consumo di energia finale
dell’UE-284. In termini relativi il peso del segmento degli
edifici è cresciuto in modo significativo nell’ultimo decennio
(nel 1990 rappresentava il 35% del consumo finale), anche
a causa della contrazione della domanda dell’industria. Circa
il 75% del consumo di energia negli edifici è attribuibile alla
climatizzazione invernale ed estiva (rispettivamente 70% e
5%).
Gli scenari di decarbonizzazione della IEA5 mettono in
evidenza un potenziale di riduzione della domanda finale
molto significativo, sia negli edifici del segmento residenziale,
sia in quelli del terziario. Allo stesso modo, le proiezioni
assumono un sensibile incremento dell’efficienza media degli
apparecchi per la climatizzazione. Questi due effetti, cui si
sommerebbe lo switching verso una generazione a più bassa
intensità di carbonio, contribuirebbero al perseguimento degli
obiettivi di politica climatica di lungo termine, secondo cui le
emissioni di gas climalteranti si ridurranno del 80-95%6. Per
le città la sfida riguarda anche la riduzione delle emissioni
inquinanti, da fonti di generazione prevalentemente diffuse
sul territorio.
Data la scarsa importanza delle nuove costruzioni, il successo
delle politiche di promozione dipenderà dalla capacità
di produrre un’accelerazione dei tassi di riqualificazione
energetica degli edifici, e di sostituzione del parco impianti
di climatizzazione. In effetti, gli scenari business as usual
indicano che una quota compresa tra il 75% e il 90% degli
edifici che saranno utilizzati nel 2050 è già stato realizzato,
e che di questi circa la metà non subirà alcun intervento
di riqualificazione7. Per quanto concerne gli impianti di
climatizzazione, poi, la lunga vita utile pone al policy maker
il problema di scongiurare il rischio di lock-in rispetto alle
tecnologie convenzionali o comunque all’investimento, oggi,
in tecnologie che non rappresentano le migliori disponibili.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Quanto “vale” il mercato del heating and cooling?
(continua)
Le tecnologie per la climatizzazione residenziale in Italia
Se il mix di impianti installati ha subito importanti cambiamenti
anche nel 20138, questi si riflettono in misura piuttosto ridotta
sul consumo di energia, e in particolare sulla domanda di gas.
Le tecnologie che impiegano fonti rinnovabili e garantiscono
elevati rendimenti di combustione appaiono in forte penetrazione
(la Figura 2 sintetizza i saldi tra apparecchi installati e
sostituiti del segmento degli impianti autonomi); non è affatto
trascurabile, poi, il numero di nuove utenze domestiche delle
reti di teleriscaldamento (queste ammonterebbero a quasi
100000 nell’ultimo biennio9).
Figura 2 – Saldo tra apparecchi installati e sostituiti in Italia nel 2013 – segmento impianti autonomi
200.000
150.000
100.000
50.000
0
-50.000
-100.000
Biomassa
Pompe di
calore
GPL
Gasolio
Gas
& solare
Gas
convenzionale
-200.000
Gas
condensazione
-150.000
Fonte: elaborazioni
REF-E
Fonte:
elaborazioni
REF-E su dati indagine imprese di installazione
Da un lato, però, le tecnologie efficienti come caldaie a
condensazione e pompe di calore non sono in tutti i casi
abbinate a sistemi di distribuzione del calore efficienti (ad
esempio pannelli radianti). Dall’altro, gli apparecchi che
impiegano fonti rinnovabili sono prevalentemente destinate
a coprire una quota parziale del fabbisogno di riscaldamento
(stufe a biomassa), o addirittura sono installate in prevalenza
per soddisfare un bisogno di condizionamento (i sistemi di
pompe di calore cosiddetti “split”). Più a valle nel sistema di
riscaldamento, sono ancora scarsamente diffuse tecnologie
di submetering e applicazioni domotiche che permettano
di monitorare i consumi e regolare gli impianti in modo più
aderente ai bisogni. Da questo quadro risulta un impatto
ancora fortemente ridotto del mutamento del mix tecnologico
sulla domanda di gas, che dovrebbe essere limitato a poco più
di 100 Mmc (il consumo di gas delle utenze domestiche si è
aggirato, nel 2013, attorno a 20000 Mmc). Se nelle aree meno
popolate e poco industrializzate il calore per riscaldamento
continuerà ad essere offerto in modo diffuso, per le città (ad
eccezione di quelle situate nelle regioni più calde) si prevede
un netto cambio di modello, caratterizzato da uno sfruttamento
estensivo del potenziale di cogenerazione e teleriscaldamento.
Accanto al gas, giocheranno un ruolo importante la biomassa
e i rifiuti, il calore residuo da processi di produzione, e l’energia
prodotta da pompe di calore attraverso i vettori elettrico e gas.
Una quota non trascurabile di gas potrebbe essere ottenuta
a livello locale, sfruttando la digestione anaerobica di materia
organica e le successive raffinazione e immissione in rete.
La produzione combinata di elettricità e calore, e lo sfruttamento
del vettore elettrico per alimentare le pompe di calore (di
piccola e grande taglia) configurano una maggiore integrazione
tra produzione e distribuzione di calore e sistema elettrico. In
effetti non solo le prime saranno “alimentate” dal secondo, ma
gli impianti per la generazione di energia termica saranno in
grado di fornire servizi di flessibilità importanti per gestire la
crescente variabilità della generazione rinnovabile. Oltre agli
accumuli di energia elettrica, anche lo stoccaggio del calore
potrà aiutare il sistema elettrico, e contribuirà ad ottimizzare il
dimensionamento e funzionamento della capacità cogenerativa,
anche in termini economici, ossia in relazione all’andamento
(nell’arco del giorno) dei prezzi sul mercato elettrico10. Infine,
la produzione decentrata di gas (biometano) per l’immissione
in rete andrà a interagire sia con il sistema elettrico, sia con le
reti di calore.
Quanta cogenerazione e quanto teleriscaldamento in
Italia?
La quota di energia elettrica prodotta in cogenerazione in
Italia è piuttosto elevata (Figura 3), anche se meno della metà
della stessa è classificabile come cogererazione “ad alto
rendimento”11.
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Quanto “vale” il mercato del heating and cooling?
(continua)
Figura 3 – Energia elettrica prodotta da impianti di cogenerazione nel 2012 (%)
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
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Ge
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ia
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ar
Da
ni
UE
-2
8
0%
Fonte: IEA Energy technology perspectives 2014
I dati sulle utenze domestiche allacciate a reti di TLR mostrano
una penetrazione più contenuta rispetto ai principali Stati
membri (Figura 4). Questo risultato è collegabile all’impiego
prevalente del calore prodotto in cogenerazione nei processi
industriali, oltre che al clima della nostra penisola, di fatto
divisa a metà se si osserva “l’indice del calore” in relazione
al livello di fabbisogno che rende sostenibile l’investimento in
infrastrutture di generazione e distribuzione di calore12.
Figura 4 – Popolazione allacciata alla rete di teleriscaldamento nel 2011 (%)
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
ito
Un
o
Re
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Sv
ez
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ia
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Ol
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Da
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0%
Fonte: Euroheat and Power
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Quanto “vale” il mercato del heating and cooling?
(continua)
In effetti, c’è da attendersi che nelle aree centro-meridionali
del nostro Paese la produzione di calore per riscaldamento
continui ad avvenire in modo diffuso, mentre in quelle centrosettentrionali continuerà la tendenza di ampliamento delle
infrastrutture di rete. In merito il GSE pubblicherà la propria
valutazione sul “potenziale nazionale della cogenerazione ad
alto rendimento e del teleriscaldamento e teleraffrescamento
efficienti” affidata al Gestore dal Decreto Legislativo 102/2014,
in attuazione della Direttiva 2012/27/UE sull’efficienza
energetica. Il GSE opererà un’analisi costi-benefici finalizzata
all’individuazione delle soluzioni più efficienti in termini di uso
delle risorse e di costi (“potenziale economico” di cogenerazione
e teleriscaldamento).
La transizione europea verso il nuovo modello per il settore
heating and cooling dovrà fare i conti con una serie di ostacoli.
Per quanto concerne i sistemi diffusi, le tecnologie convenzionali
rappresentano ancora opzioni di investimento a basso costo; al
contrario, i costi di capitale delle tecnologie più efficienti sono
difficilmente recuperabili attraverso gli incentivi in conto capitale
attualmente previsti e i risparmi energetici (e perciò i minori
costi operativi) conseguibili. Sullo sviluppo di infrastrutture
di rete pesano i lunghi tempi di ritorno, i consistenti impegni
finanziari e i rischi connessi (il riscaldamento resta e resterà
un mercato “libero”) e, soprattutto in prospettiva, possono non
essere trascurabili le “distorsioni” introdotte da meccanismi di
pricing o regolazione delle esternalità negative climatiche e
ambientali13.
L’energia termica nell’industria
I parametri rilevanti per migliorare l’efficienza nell’impiego di
energia termica nel settore industriale sono sostanzialmente
tre:
- il processo di produzione e le tecnologie che permettono di
svolgere le attività core dell’industria, che assumono particolare
rilevanza per le produzioni a più alto contenuto energetico;
- i processi e servizi di supporto, ad esempio gli edifici ad uso
ufficio, magazzino, ecc.;
- l’insieme delle regole e dei processi organizzativi per la
gestione dell’energia.
I risultati ottenuti dall’industria europea, così come il
potenziale di miglioramento dell’efficienza, sono differenti tra
comparti (Figura 5), anche in ragione della differente intensità
energetica dei processi, oltre che per taglia di impresa.
Complessivamente, però, l’industria UE sembra aver realizzato
un significativo miglioramento delle prestazioni energetiche
nell’ultimo decennio e ciò ha permesso il contenimento del
costo dell’energia per unità di valore aggiunto, su livelli simili ai
paesi concorrenti occidentali e significativamente più bassi di
quelli dei paesi in transizione e in via di sviluppo14.
Figura 5 – Indice ODEX15 per settore industriale nella UE-28 (2000=100)
Chimica
Carta
Veicoli per trasporto
Acciaio
Alimentare
Tessile
Cemento
Meccanica
Totale
120
110
100
90
80
70
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Fonte: Enerdata 2013
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Quanto “vale” il mercato del heating and cooling?
(continua)
Analisi di recente pubblicazione confermano come tra le
misure che promettono le maggiori opportunità di risparmio
non vi siano unicamente gli interventi e gli investimenti sul
processo core delle aziende di produzione, ma compaiono,
ad esempio, azioni di impiego razionale delle fonti energetiche
(ad esempio il calore residuo, o ancora la cogenerazione), e la
realizzazione di energy management systems in linea con gli
standard volontari di riferimento16.
Come per il segmento degli edifici, gli ostacoli alla realizzazione
degli obiettivi di lungo termine sono principalmente di
natura finanziaria, ma non sono da sottovalutare gli aspetti
di organizzazione, consapevolezza/sensibilità rispetto al
potenziale di efficienza e sviluppo delle relative competenze.
Leve di azione per lo sviluppo nel lungo termine
Nel quadro disegnato per gli edifici, gli strumenti di promozione,
sia obbligatori (requisiti minimi di prestazione), sia volontari
(incentivi), dovranno probabilmente essere rimodulati con
l’obiettivo di estenderne l’applicazione agli immobili esistenti
e di promuovere interventi di vera e propria riqualificazione
energetica che riguardino gli impianti nella propria interezza,
nonché l’interazione degli stessi con gli edifici. L’azione del
policy maker dovrà essere piuttosto tempestiva, per minimizzare
i volumi di investimento che saranno “affondati” in tecnologie
convenzionali e superabili nel breve-medio termine.
Per l’industria sarà cruciale l’offerta di servizi, anche finanziari,
da parte di soggetti che possiedono sia una buona conoscenza
dei processi produttivi, sia competenza per supportare
l’industria sugli aspetti e gli impatti connessi alle cosiddette
utility e su quelli organizzativi.
1 Il termine heating and cooling, a livello europeo, si riferisce a tutti gli usi diversi dall’impiego delle risorse energetiche per la generazione elettrica e per il trasporto. In altre parole, ci
si riferisce al riscaldamento e raffrescamento degli edifici e al calore di processo usato come input nel settore industriale.
2 Commissione Europea, Una strategia quadro per un’Unione dell’energia resiliente, corredata da una politica lungimirante in materia di cambiamenti climatici, COM(2015) 80 final.
3 I dati Eurostat sul 2013 indicano come i 28 Stati membri stiano percorrendo una traiettoria in linea con quella necessaria al raggiungimento dei target 2020, di efficienza energetica
ed energia rinnovabile, soprattutto per quanto concerne i settori della generazione elettrica e del heating and cooling (rispetto al trasporto, al contrario, i dati illustrano un significativo
ritardo della gran parte dei paesi). Si veda, ad esempio, http://ec.europa.eu/eurostat/web/energy/data/shares).
4 IEA Energy Technology Perspectives 2014 e Eurostat.
5 IEA, Energy technology perspectives 2014.
6 European Commission, Energy Roadmap 2050, COM(2011) 885 final.
7 EEFIG, Energy efficiency, the first fuel for the EU economy – How to drive new finance for energy efficiency investments.
8 REF-E, Mercato del riscaldamento e della climatizzazione nel settore residenziale – 2013, febbraio 2015.
9 Stime di REF-E su dati AIRU.
10 Il più diretto e significativo vantaggio del ricorso allo stoccaggio di calore resta l’ottimizzazione del dimensionamento della capacità di produzione dell’energia termica, e del suo
funzionamento (più efficiente gestione dei picchi di domanda, minimizzando l’impiego di boiler).
11 GSE, dato riferito al 2012.
12 Euroheat & Power, The European heat market – Final report, 2006.
13 Agli impianti di teleriscaldamento di taglia maggiore di 20 MW si applica il sistema europeo di emission trading. Inoltre, alla produzione di energia termica su ampia scala si applica
la disciplina sulle emissioni degli impianti industriali. Si tratta di oneri che non si applicano agli apparecchi di piccola taglia.
14 Commissione Europea, Heating and cooling in the European energy transition – Challanges and facts. Oltre agli sforzi di miglioramento dell’efficienza pesano, sui risultati illustrati,
la struttura dell’economia e il valore aggiunto della produzione.
15 L’indice ODEX è stato sviluppato nell’ambito del progetto ODYSSEE-MURE per misurare le variazioni di efficienza energetica a livello settoriale (industria, trasporto, civile) e
dell’intera economia, tenendo conto dei cambiamenti nei livelli di attività economica e nella struttura della stessa.
16 ICF International, Heating and cooling for industry, 2015
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APPROFONDIMENTI
approfondimenti
Novità normative di settore
A cura del GME
ENERGIA ELETTRICA
■ Comunicato agli operatori del GME│ “Recepimento
obblighi di legge introdotti dall’art. 1, commi da 209 a
214, della Legge 24 dicembre 2007, n. 244 (c.d. Legge
Finanziaria 2008) in materia di fatturazione elettronica”│
pubblicato il 30 marzo 2015│Download https://www.
mercatoelettrico.org/it/HomePage/popup.aspx?id=202
Con il comunicato in oggetto il GME ha reso noto a tutti gli
operatori iscritti alle piattaforme e/o mercati dal medesimo
gestiti che, a seguito dell’entrata in vigore, a partire dal 31
marzo 2015, dell’obbligo di fatturazione elettronica nei confronti
di tutti gli operatori qualificati quali amministrazioni pubbliche
- di cui all’Art. 1, comma 209 della Legge 24 dicembre 2007,
n. 244 - disposto dal D.L. 24 aprile 2014 n. 66, si è reso
necessario modificare alcune regole di funzionamento di taluni
mercati e/o piattaforme di negoziazione dal medesimo gestiti
al fine di adeguare le previsioni ivi contenute a quelle dettate
dal Legislatore in tema di fatturazione elettronica nei confronti
degli operatori qualificati quali amministrazioni pubbliche (nel
seguito: Operatori PA).
Segnatamente, mediante il comunicato de quo, il GME ha
anticipato, in data 30 marzo u.s., a mero fine conoscitivo, la
pubblicazione delle nuove versioni dei documenti regolatori incisi
dalle predette disposizioni in materia di fatturazione elettronica
che, come previsto dalle disposizioni di legge applicabili, sono
entrate ufficialmente in vigore a partire dalla data del 31 marzo
2015.
In particolare, la documentazione regolatoria oggetto delle
richiamate modifiche, è costituita da:
- le Regole di funzionamento del mercato dei Titoli di efficienza
energetica (Regole MTEE) come da ultimo modificate, ai sensi
dell’articolo 3, comma 3.6, dall’ Autorità per l’energia elettrica, il
gas e il sistema idrico (AEEGSI) con delibera n. 134/2015/R/efr
del 26 Marzo 2015 (vedi news successiva);
- il Regolamento di funzionamento del mercato organizzato e
della piattaforma di registrazione degli scambi bilaterali delle
garanzie di origine (Regolamento della P-GO), adeguato ai
sensi dell’articolo 3, comma 3.6, del medesimo Regolamento;
- il Regolamento della Piattaforma di registrazione delle
transazioni bilaterali dei certificati verdi (Regolamento PBCV),
modificato ai sensi dell’articolo 3, comma 3.4, del medesimo
Regolamento;
- la Disposizione tecnica di funzionamento (DTF) n. 06 PCE
rev10, modificata ai sensi dell’articolo 4, comma 4.4, del
Regolamento della Piattaforma dei Conti Energia a termine
(Regolamento PCE);
-



le Disposizioni tecniche di funzionamento:
DTF N. 08 ME rev7;
DTF N. 10 MGAS rev1;
DTF N. 03 P-GAS rev4;









-
DTF N. 03 PB-GAS rev3;
DTF N. 01 MTEE rev3;
DTF N. 04 MTEE rev4;
DTF N. 04 MCV rev 9;
DTF N. 01 PBCV rev4;
DTF N. 03 PBCV rev7;
DTF N. 02 P-GO rev2;
DTF N. 03 P-GO rev2;
DTF N. 04 P-GO rev3;
la Guida per l’utente del Registro dei TEE (GUR TEE).
■ Delibera 26 marzo 2015 134/2015/R/efr │“Approvazione
dell’aggiornamento delle regole di funzionamento del
mercato dei titoli di efficienza energetica (certificati
bianchi)”│pubblicata il 27 marzo 2015│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/15/134-15.htm
Con la delibera de qua, l’AEEGSI ha approvato l'aggiornamento
delle regole di funzionamento del mercato dei titoli di efficienza
energetica (certificati bianchi) predisposte dal GME al fine di
adeguare le disposizioni ivi previste alle previsioni di cui alla legge
244/07 e al decreto legge 66/14 che, nell’ambito dell’ordinamento
italiano, hanno introdotto, a valere dal 31 marzo u.s., l’obbligo
di applicazione delle norme relative alla fatturazione elettronica
nei confronti della Pubblica Amministrazione.
In argomento, si ricorda che l’articolo 1, comma 210, della legge
244/07 ha infatti espressamente previsto che le amministrazioni
e gli enti rientranti nell’alveo di cui al comma 209 del medesimo
articolo, oltre la citata data sopra richiamata, non possano
“accettare le fatture emesse o trasmesse in forma cartacea né
possano procedere ad alcun pagamento, nemmeno parziale,
sino al [loro] invio in forma elettronica”.
Stante tale obbligo, nei casi di transazioni sul mercato dei TEE
nelle quali l’operatore acquirente risulti un’amministrazione
pubblica, oppure un ente individuato dall’articolo 1, comma 209,
della legge 244/07, ovvero nei casi in cui risultino applicabili le
disposizioni dell’articolo 1, comma 210, il GME potrà procedere
al corrispondente pagamento in favore del venditore unicamente
dopo aver accertato - mediante procedure dettagliate nell’ambito
delle DTF del MTEE - che sia stata effettivamente emessa ed
inviata all’acquirente “Operatore PA” la relativa fattura in formato
elettronico.
L’approvazione de qua da parte del Regolatore della proposta
di aggiornamento delle Regole del MTEE, prevede inoltre
l’introduzione, nelle medesime Regole, del cosiddetto “iter di
modifica urgente”, nei casi di mero recepimento di modifiche
normative oltre che, in linea con quanto già previsto in tutti gli
altri regolamenti dei mercati gestiti dal GME, nei casi in cui si
rendano necessari interventi urgenti finalizzati a salvaguardare
il regolare funzionamento del mercato.
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore
A cura del GME
Segnatamente, l’iter di modifica urgente prevede che la modifica
al testo delle Regole MTEE, disposta dal GME, diviene efficace
all’atto della pubblicazione sul sito internet del GME e venga
tempestivamente trasmessa all’Autorità, per l’approvazione.
Rimane comunque ferma la possibilità, in capo all’Autorità,
di non procedere all’ approvazione della modifica urgente
comportandone la decadenza dalla data di comunicazione al
GME del provvedimento di diniego da parte dell’Autorità.
■ Deliberazione 5 marzo 2015 86/2015/E/com│“Istituzione
del registro nazionale degli operatori di mercato di
cui all’articolo 9 del Regolamento UE 1227/2011 del
Parlamento europeo e del Consiglio del 25 ottobre 2011,
concernente l’integrità e la trasparenza del mercato
dell’energia all’ingrosso (REMIT)”│ pubblicata il 10 marzo
2015│Download
http://www.autorita.energia.it/it/docs/15/086-15.htm
Con il provvedimento in oggetto - facendo seguito all’adozione
da parte della Commissione del Regolamento di esecuzione
1348/2014 del 17 dicembre 2014 - l’AEEGSI ha istituito, con
decorrenza 17 marzo 2015, il registro nazionale degli operatori
presso il quale sono tenuti ad accreditarsi gli operatori di
mercato soggetti all’obbligo di reporting, nei confronti di ACER,
dei dati e delle informazioni relative agli ordini di compravendita
presentati ed alle transazioni concluse sui mercati energetici
all’ingrosso (articolo 8 del Regolamento REMIT).
In particolare, in attuazione di quanto disposto all’articolo 9 del
REMIT è previsto che:
• gli operatori di mercato debbano effettuare la registrazione
presso il predetto registro prima di compiere operazioni sui
mercati all’ingrosso dell’energia suscettibili di segnalazione nei
confronti di ACER;
• le autorità nazionali trasmettano le informazioni contenute
nei propri registri nazionali all’ACER, secondo un formato dalla
stessa definito, la quale provvederà ad istituire un registro
europeo degli operatori di mercato.
Le modalità operative definite dall’AEEGSI nel manuale
di funzionamento ed uso del Registro REMIT allegato alla
deliberazione in oggetto, prevedono che:
• gli operatori tenuti ad effettuare l’iscrizione potranno accedere
al Registro REMIT utilizzando le medesime credenziali di
accesso attribuite dall’AEEGSI per l’Anagrafica degli esercenti
i servizi di pubblica utilità del settore energetico (Anagrafica
Operatori);
• gli operatori di mercato registrati sono tenuti ad aggiornare
tempestivamente eventuali variazioni dei dati forniti;
• a decorrere dalla data di avvio della piattaforma, gli operatori
potranno compilare solo le sezioni 1, 2 e 3 relative alla
gestione, rispettivamente, dei dati anagrafici, delle persone
e dei beneficiari/controllori della società, mentre la sezione
4 riguardante la struttura societaria dovrà essere compilata
successivamente alla prima pubblicazione da parte dell’ACER
dell’elenco degli operatori di mercato ai sensi REMIT;
• a partire dal 7 ottobre 2015 il GME segnalerà all’AEEGSI gli
operatori attivi sui mercati energetici gestiti dal medesimo GME
senza essere iscritti al registro REMIT;
• nei confronti dell’operatore soggetto all’obbligo di reporting
di cui al REMIT che compia operazioni sui mercati energetici
all’ingrosso senza aver preventivamente provveduto all’iscrizione
presso il registro nazionale, l’AEEGSI potrà irrogare sanzioni
pecuniarie amministrative per un importo non superiore a
200.000 euro, conformemente a quanto previsto all’articolo 22,
comma 7 della legge 161/2014.
■ Comunicato del GME │ “Remit: Piattaforma per il
servizio di data reporting e Piattaforma per la disclosure
delle informazioni privilegiate”│ pubblicato il 1 aprile
2015│Download
https://www.mercatoelettrico.org/It/HomePage/popup.
aspx?id=203
In attuazione delle disposizioni di cui all’articolo 8 del
Regolamento Europeo 1227/2011del Parlamento europeo e
del Consiglio del 25 ottobre 2011 concernente l’integrità e la
trasparenza del mercato dell’energia all’ingrosso (REMIT) e
all’articolo 6 del Regolamento di esecuzione (UE) n. 1348/2014
del 17 dicembre 2014 (Implementing Acts) relativamente
all’adempimento dell’obbligo di reporting nei confronti di ACER
dei dati e delle informazioni inerenti le operazioni effettuate sui
prodotti energetici all’ingrosso, con il presente comunicato il
GME ha reso note le modalità operative mediante le quali intende
rendere disponibile alla platea di soggetti interessati, in qualità
di RRM, il servizio di data reporting ai fini dell’adempimento
del predetto obbligo di comunicazione a decorrere dal 7
ottobre2015, permettendo di fatto agli operatori di avvalersi di
un unico interlocutore per l’adempimento dei propri obblighi di
segnalazione.
In aggiunta il GME, facendo seguito anche alle proposte
formulate dall’AEEGSI nell’ambito del documento di
consultazione 101/2014/R/com, intende procedere alla
costituzione di un’apposita piattaforma per la pubblicazione
delle informazioni privilegiate, attraverso la quale gli operatori
possano adempiere agli obblighi ad essi imposti dal REMIT
non solo in tema di pubblicazione tempestiva ed efficace di tali
informazioni (articolo 4) ma anche di trasmissione delle stesse
ad ACER e alle Autorità nazionali di regolazione (articolo 8). Tale
servizio, oltre a semplificare l’assolvimento dei predetti obblighi
da parte degli operatori, rappresenterà un valido strumento di
trasparenza e agevolerà il monitoraggio dei fenomeni di insider
trading da parte del GME, AEEGSI e ACER.
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
Novità normative di settore
A cura del GME
Con specifico riferimento al servizio di data Reporting ed alla
relativa piattaforma attualmente in corso di sviluppo da parte
del GME, fermo restando che tutti i dettagli operativi verranno
resi noti nel corso dei prossimi mesi, si rappresenta che:
• tale servizio sarà esclusivamente rivolto ai soggetti che abbiano
preventivamente acquisito la qualifica di operatore nell’ambito
dei mercati/piattaforme dell’energia gestiti dal GME;
• gli operatori potranno avvalersi dell’intermediazione del
GME sia per la predisposizione del report che per la relativa
trasmissione ad ACER, con riferimento non solo alle operazioni
effettuate nell’ambito dei mercati del GME ma anche a
quelle effettuate su altri mercati/piattaforme ovvero concluse
bilateralmente. In tale ultimo caso sarà onere dell’operatore
fornire al GME tutti i dati e le informazioni necessarie ai fini
dell’espletamento del servizio di reporting.
Più in dettaglio la Piattaforma Data Reporting (PDR) organizzata
e gestita dal GME, oltre a trasmettere ad ACER i contratti
registrati presso GME nel formato indicato da ACER ai fini del
data reporting, consentirà agli operatori di:
• inserire, ai fini delle predisposizione del report giornaliero,
eventuali contratti conclusi al di fuori dei mercati/piattaforme del
GME, purché in formato ACER;
• visualizzare il report giornaliero in formato ACER, predisposto
dal GME, contenente i dati e le informazioni relative alle
operazioni effettuate sui mercati energetici all’ingrosso gestiti
dal GME nonché al di fuori degli stessi (a seconda del servizio
richiesto dall’operatore al GME);
• scaricare già nel formato previsto da ACER il report
contenente i contratti conclusi/registrati presso i mercati del
GME ivi inclusi gli ordini di compravendita, al fine di trasmettere
lo stesso ad ACER in maniera autonoma o attraverso
l’intermediazione di un altro RRM;
• ricevere dal GME le attestazioni di avvenuta ricezione che
il sistema ACER restituirà agli RRM per certificare la corretta
ricezione dei dati.
Con riferimento al servizio per la disclosure delle informazioni
privilegiate, mediante la costituzione dell’apposita Piattaforma
di pubblicazione (PIP), il GME metterà a disposizione degli
operatori i seguenti servizi:
• caricamento delle informazioni privilegiate;
• pubblicazione, nella sezione pubblica del sito della piattaforma,
delle informazioni privilegiate;
• trasmissione tempestiva ad ACER delle informazioni
privilegiate, nonché delle comunicazioni di eventuale giustificato
ritardo nella pubblicazione da parte degli operatori;
• archiviazione delle informazioni privilegiate pubblicate e
possibilità di scaricamento da parte degli operatori.
L’accesso alla predetta piattaforma sarà rivolto a tutti gli operatori
dei mercati/piattaforme del GME, nonché a tutti gli operatori
attivi nell’ambito di altri mercati organizzati di prodotti energetici
all’ingrosso e nei mercati del bilanciamento, al fine di favorire
la più ampia partecipazione possibile e garantire un’efficiente
centralizzazione delle informazioni.
A completamento, il GME rende infine noto che, al fine di rendere
più agevole l’accesso alle informazioni relative al Monitoraggio
dei mercati, è stata istituita una nuova sezione del sito web
dedicata al Monitoraggio ove saranno rese disponibili tutte le
informazioni relative alle attività svolte dal GME in tale ambito
anche in attuazione della normativa di settore (TIMM, REMIT).
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NOVITA' NORMATIVE
novità normative
APPUNTAMENTI
appuntamenti
Agenda GME
■ 5 maggio
Forum Efficienza energetica 2015
Milano, Italia
Organizzatore: Business International
www. businessinternational.it
Gli appuntamenti
21 aprile
Confrontare le offerte e contrattualizzare l’acquisto
di energia e di gas nell’attuale contesto di mercato e
regolatorio
Milano, Italia
Organizzatore: Studio Legale Macchi di Cellere Gangemi
www.businessinternational.it
21 aprile
SEMINARIO: La presentazione dei progetti per
l’ottenimento dei Certificati Bianchi
Milano, Italia
Organizzatore: FIRE
ww.fire-italia.org
21 Aprile
Tavolo degli Esperti – I Certificati Bianchi: a che punto
siamo
Milano, Italia
Organizzatore: Energy lab
www.energylabfoundation.org
23 Aprile
7a Giornata sull'efficienza energetica nelle industrie
Milano, Italia
Organizzatore: Fondazione Megalia
www.megaliafoundation.it
22 aprile
IDC SMART ENERGY FORUM 2015
Milano, Italia
Organizzatore: Event group
www.event.com
27 - 30 Aprile
Energy Storage World Forum
Roma, Italia
Organizzatore: Dufrense
www.energystorageforum.com
28 Aprile
GIORNATA STUDIO: Audit energetico in azienda
Varese, Italia
Organizzatore: FIRE
www.fire-italia.org
29 aprile
Energy Manager's Forum
Bristol, Inghilterra
Organizzatore: ManagEnergy
www.managenergy.net
28-30 maggio
Festival dell’energia
Milano, Italia
Organizzatore: Festival dell’Energia
www.festivaldellenergia.it
25-28 Maggio
World Forum on Energy Regulation-WFER VI
Istanbul, Turchia
Organizzatore: The World Forum on Energy Regulation
www.wfer2015.org
30 Giugno
Energy Management Conference
Milano, Italia
Organizzatore: Soiel International
www.soiel.it
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newsletter del gme
Pubblicazione mensile in formato elettronico
Iscrizione al Tribunale di Roma n. 456/07 del 28/09/07
Direttore Responsabile: Alessandro Talarico
Proprietario ed Editore: Gestore dei Mercati Energetici S.p.A.
Viale Maresciallo Pilsudski, 122/124 - 00197 Roma
www.mercatoelettrico.org
[email protected]
Progetto a cura del GME, in collaborazione con
GMC — Giuseppe Marra Communications S.p.A. e Adnkronos Comunicazione S.p.A.
REF-E S.r.l.
R.I.E. S.r.l. - Ricerche Industriali ed Energetiche
copyright
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proprietà del GME stesso ovvero da quest’ultimo detenuti in licenza e, in quanto tali, sono protetti dalle norme nazionali e dalle
convenzioni internazionali in materia di proprietà intellettuale e/o industriale.
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per problemi tecnici o cause esterne al controllo del GME.
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