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SEMINARIO sui MERCATI ENERGETICI. Castenedolo, 21 febbraio PDF
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1 SEMINARIO sui MERCATI ENERGETICI
2 Agenda Mercato Gas Naturale Mercato Energia Elettrica Costi energetici delle fonderie Sviluppo normativi
3 Mercato Gas Naturale Quotazione Day-Ahead 37,00 35,00 33,00 31,00 29,00 27,00 25,00 23,00 21,00 PSV PB- GAS TTF 37,00 35,00 33,00 31,00 29,00 27,00 25,00 23,00 21,00 28/07/12 28/08/12 28/09/12 28/10/12 28/11/12 28/12/12 [ c/smc] 28/01/13 28/02/13 28/03/13 28/04/13 28/05/13 28/06/13 28/07/13 28/08/13 28/09/13 28/10/13 28/11/13 28/12/13 28/01/14
4 Quotazione Day-Ahead 37,00 35,00 33,00 31,00 29,00 27,00 25,00 23,00 21,00 PSV PB- GAS TTF 37,00 35,00 33,00 31,00 29,00 27,00 25,00 23,00 21,00 [ c/smc] 30/04/13 30/05/13 30/06/13 30/07/13 30/08/13 30/09/13 30/10/13 30/11/13 30/12/13 30/01/14
5 Campagna commerciale Pre-campagna commerciale
10 30 dicembre febbraio 2014
12 Variabili da tenere in considerazione: Mercato «lungo» (domanda debole e disponibilità di offerta) Gli stoccaggi (assegnazioni pro-quota, assegnazioni tramite aste, utilizzo fisico, differenziali di prezzo W/S vs costo stoccaggio) Lo spread TTF vs PSV (TTF più reattivo di PSV) I record registrati sulle borse gas UE nel 2013 Disaccoppiamento gas vs oil Il fattore meteo La produzione in nord Europa (questione Olanda e Norvegia) Rinegoziazione contratti take or pay (Statoil, Gazprom, Sonatrach, Gas Terra) Utilizzo gasdotti di importazioni (tradeoff costi di trasporto vs differenziali di prezzo) Tensioni geopolitiche: i casi Ucraina e Libia e Algeria In conclusione i mercati sono volatili e quindi bisogna prestare maggior attenzione alle tempistiche di acquisto ed alle formule del prezzo di approvvigionamento più che al valore in sé del prezzo di acquisto. Inoltre negli ultimi anni in Italia si sta sviluppando il mercato del gas attraverso l entrata in esercizio di piattaforme di borsa sempre più liquide. Per tali ragioni dal 1 ottobre 2013 è partito il gruppo di acquisto del gas in Assofond Energia, che opera, così come per l energia elettrica, secondo la logica di gestione del portafoglio
13 Variaz tendenz ONERI TRASPORTO 4% 13% 3% Variaz tendenz ONERI ALTRI 8% 75% -41% eurocent/smc ONERI GAS - Diretto 1 eurocent/smc ONERI GAS - Indiretto TRASPORTO ALTRI ONERI IMPOSTE Variaz tendenz ONERI TRASPORTO 4% 13% 3% Variaz tendenz ONERI DISTRIBUZIONE 24% 50% -12% Variaz tendenz ONERI ALTRI 160% 15% 67% TRASPORTO ALTRI ONERI IMPOSTE DISTRIBUZIONE
14 Mercato Energia Elettrica Evoluzione consumi nazionali [GWh] Distribuzione offerta energia nazionale Produzione rinnovabili Import Produzione termoelettrici [GWh]
15 110 Prezzi medi mensili PUN [ /MWh] Prezzi medi mensili PUN [ /MWh]
16 [ /MWh] Differenza prezzi PUN Picco - Fuori Picco 2 Rapporto prezzi PUN Picco / Fuori Picco 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 1
17 115,00 105,00 95,00 Prezzi zonali borsa elettrica PUN Nord Centro-Nord Centro-Sud Sud Sicilia Sardegna [ /MWh] 85,00 75,00 65,00 55,00 45,00 gen-13 feb-13 mar-13 apr-13 mag-13 giu-13 lug-13 ago-13 set-13 ott-13 nov-13 dic-13 gen-14
18 Prezzi a termine energia elettrica all'ingrosso - quotazioni baseload [ /MWh] 11/03/ /05/ /07/ /09/ /11/ /01/ /03/ /05/ /07/ /09/ /11/ /01/ /03/ /05/ /07/ /09/ /11/ /01/ /03/ /05/ /07/ /09/ /11/ /01/2014
19 [ /MWh] [ /MWh] 16/12/ /12/ /01/ /01/ /02/ /02/ /03/ /03/ /04/ /04/ /05/ /05/ /06/ /06/ /06/ /07/ /07/ /08/ /08/ /09/ /09/ /10/ /10/ /11/ /11/ /11/ /12/ /12/ /01/ /01/ /02/ /02/ /03/ /03/ /04/ /04/ /05/ /05/ /05/ /06/ /06/ /07/ /07/ /08/ /08/ /09/ /09/ /10/ /10/ /11/ /11/ /11/ /12/ /12/ campagna bilaterali Pre-campagna bilaterali Prezzi a termine energia elettrica all'ingrosso anno /04/ /05/ /06/ /07/ /08/ /09/ /10/ /11/ /12/ /01/ /02/ /03/ /04/ /05/ /06/ /07/ /08/ /09/ /10/ /11/ /12/ Prezzi a termine 2013 Consuntivo PUN 2013 campagna bilaterali Prezzi a termine energia elettrica all'ingrosso anno 2013
20 Q3_ Q2_ Q4_2014
21 [ /MWh] 07/01/ /02/ /03/ /04/ /05/ /06/ /07/ /08/ /09/ /10/ /11/ /12/ /01/ /02/2014 Prezzi a termine energia elettrica all'ingrosso anno 2015
22 61 Prezzi a termine energia elettrica all'ingrosso anno 2014 per trimestri [ /MWh] Q Q Q Q4 2014
23 Andamento prezzi baseload Italia - Francia - Germania Italia Francia Germania [ /MWh]
24 Differenziale prezzi Italia - estero Italia vs Francia 35,00 Italia vs Germania 30,00 [ /MWh] 25,00 20,00 15,00 10,
25 13,00 12,00 11,00 10,00 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00-03/09/ /10/ /11/ /12/ /01/ /01/ /03/ /04/ /05/ /05/ /06/ /07/ /08/ /09/ /10/ /11/ /12/2013 Evoluzione Spark Spread CAL14 (Energia Italia - Gas PSV con rendimento di centrale al 49,13%) Spark Spread PSV Spark Spread consuntivo (PUN-Pbgas) 5,00 Evoluzione Spark Spread CAL15 (Energia Italia - Gas PSV con rendimento di centrale al 49,13%) Spark Spread PSV 4,00 3,00 2,00 1,00-23/10/ /11/ /12/ /01/2014
26 7 Evoluzione oneri di trasporto (trasmissione, misura, distribuzione) - quota variabile MT 6,5 6 5,5 [ /MWh] 5 4,5 4 3, Evoluzione oneri di sistema (A, UC, MCT) - quota variabile MT < 8 GWh/mese 2014 [ /MWh] Componente A3 Totale oneri di sistema NON ENERGIVORI Totale oneri di sistema ENERGIVORI
27 Evoluzione oneri di dispacciamento - quota variabile perdite incluse MT [ /MWh] [ /MWh] gen-13 feb-13 mar-13 apr-13 mag-13 giu-13 lug-13 ago-13 set-13 ott-13 nov-13 dic-13 Evoluzione oneri di dispacciamento quota variabile perdite incluse MT
28 Fonti produttive di energia elettrica nel : Dati Previsionali Fonte Terna / vs 2012 GWh GWh % Idroelettrica ,3% Termoelettrica ,0% Geotermoelettrica ,0% Eolica ,6% Fotovoltaica ,9% Energia destinata ai pompaggi ,2% Importazione ,4% Esportazione ,5% Fabbisogno ,4%
29 Fonti produttive di energia elettrica nel 2013 Fonte Terna POTENZA NETTA INSTALLATA IN ITALIA espressa in MW Tipologia produzione Termolettrico (tradizionale e geoterm.) Idroelettrico Solare Eolico Totale Fonte Terna
30 Variabili da tenere in considerazione: Andamento della domanda Rinegoziazioni ToP GN Il fattore meteo e l apporto delle fonti rinnovabili Tempistiche messa in esercizio cavo Sorgente-Rizziconi Andamento mercati EE e GN spot e a termine UE (carbone e CO2) Sviluppo del programma di decommissioning nucleare in Germania Market coupling mercato unico UE Lo sviluppo della normativa sull autoproduzione
31 Costi energetici delle fonderie Variaz tendenz. ONERI 35% 24% 2% Variaz tendenz. PUN 4% -17% -10% Euro/MWh BOLLETTA ENERGIA ELETTRICA - AT PUN ONERI BOLLETTA ENERGIA ELETTRICA - MT PUN ONERI Euro/MWh Variaz tendenz. ONERI 37% 14% 1% Variaz tendenz. PUN 4% -17% -10%
32 Variaz tendenz. ONERI 5% 32% -17% Variaz tendenz. GAS 1% -3% -7% Bolletta Gas - Diretto GAS ONERI eurocent/smc Bolletta Gas - Indiretto GAS ONERI eurocent/smc Variaz tendenz. ONERI 18% 35% -6% Variaz tendenz. GAS 1% -3% -7%
33 Indice Energia Elettrica di Assofond VARIAZIONE TENDENDIALE 2014 vs 2013 Descrizione ALTRI ONERI [%] ITEC [%] GENNAIO FEBBRAIO MARZO QUARTER_ QUARTER_ QUARTER_ CALENDAR Nel corso del 2014 tale indice sarà oggetto di revisione
34 Sviluppi normativi Articolo 39 applicato all energia elettrica in Europa Articolo 39 applicato al gas naturale in Italia Interrompibilità post 30 giugno 2014
35 Articolo 39 applicato all energia elettrica Elenco CCSE del 17-feb-2014 Fonderie "Energivore" 140 Fonderie "Associate" 113 Fonderie "Non Associate" 27 Invio Dati No Invio Dati Fonderie "Associate" Acciaio 6 8 Ghisa Non Ferrose Microfusione 0 3 Invio Dati Fonderie "Associate" 74 di cui "Energivore" 68 Acciaio 7 Acciaio 6 Ghisa 52 Ghisa 48 Non Ferrose 15 Non Ferrose 14 Fonderie «Associate» invio dati 1 lug dic 2013 Computo Anticipazione [mln ] 8,473
36 Articolo 39 applicato all energia elettrica La Commissione UE ha aperto una procedura di infrazione nei confronti della Germania per la normativa tedesca relativa agli sgravi sugli oneri della bolletta elettrica riconosciuti alle imprese energivore. In Germania da un lato c è preoccupazione per l esito della procedura di infrazione, dall altro lato c è preoccupazione dato che nel 2014 le imprese energivore sono stimate in contro le del 2013, per un monte sgravi agli energivori di 5 mld rispetto ai 4 mld del In Italia le imprese energivore sono e si stima un monte sgravi inferiore a 0,5 mld sul periodo relativo al secondo semestre Parallelamente sono in discussione a livello UE le nuove linee guida in materia di ambiente ed energia, che potrebbero intervenire anche sull applicazione dell art. 39 alle imprese energivore. E stato pubblicato un documento, la cui consultazione è scaduta il 14 febbraio u.s. Articolo 39 applicato al gas naturale E stato approvato alla Camera un emendamento del DDL Destinazione Italia che prevede l applicazione di un «articolo 39» per le imprese gasivore.
37 Interrompibilità elettrica post 30 giugno 2014 Con delibera n. 642/2013/R /EEL del 27 dicembre 2013 AEEG ha avviato una consultazione avente per oggetto «ORIENTAMENTI PER LA RIFORMA DELLA DISCIPLINA DI APPROVVIGIONAMENTO DELLE RISORSE INTERROMPIBILI» In merito alla consultazione si sono svolti già alcuni incontri interni a Confindustria, con Terna e con AEEG. La consultazione scade il 14 febbraio p.v. e Assofond ha predisposto una nota già inviata a Confindustria. I punti salienti della delibera 642 sono: 1. Sono presenti 4 tipologie di prodotti: MW_triennali, MW_annuali, MW_infrannuali, MW_mensili. Per i primi è previsto un premio di riserva inferiore rispetto a tutti gli altri. 2. Spetta a Terna definire i quantitativi da rendere disponibili all asta triennale e all asta annuale. I MW_triennali non sono cedibili a Terna nei primi 12 mesi, mentre i MW_annuale e MW_infrannuali non sono cedibili a Terna nel primo mese.
38 3. Sono congelabili i MW_triennali, MW_annuali, i MW_infrannuali. 4. La proroga termina il e Aeeg ha manifestato la volontà di gestire il secondo semestre 2014 rendendo disponibili MW_infrannuali con meccanismo d asta del marginal price. 6. La fissazione di un tetto annuale e di un tetto mensile alle ore di manutenzione: il tetto mensile può essere superato fatto salvo che il corrispettivo mensile è riconosciuto a titolo di acconto sulle sole ore al di sotto del tetto mensile con eventuale conguaglio a fine anno per le ore eccedenti il tetto mensile a condizione che il tetto annuale sia stato rispettato e che la potenza contrattuale sia stata assicurata sino alla scadenza del contratto 7. E previsto l obbligo di pagare a Terna, per ciascun MW di potenza riacquistato da Terna, il maggior valore fra il corrispettivo unitario mensile fissato nell asta in cui tale MW è stato originariamente assegnato e il corrispettivo unitario mensile nell asta (annuale o infrannuale o mensile) in cui tale MW è stato riassegnato. AEEG ha chiarito che si tratta della differenza tra i due valori se negativa (ma, se è positiva, non si prevede di riconoscere al soggetto cedente il risparmio) 8. Terna esprime l esigenza che i conguagli siano sempre positivi, motivo per il quale Aeeg ha proposto in consultazione che ogni mese si saldi la remunerazione base ed al termine dell anno si saldi la remunerazione variabile.
39 8. Le mutate esigenze di Terna nella gestione della rete prevede la modifica della tabella coefficienti mensili con un carico maggiorato del 3,93% MESE gennaio 1,0 0,9 febbraio 0,8 0,8 marzo 0,8 0,9 aprile 0,8 1 maggio 0,8 1 giugno 1,0 1,0 luglio 1,0 1,0 agosto 0,7 0,8 settembre 1,0 0,9 ottobre 0,8 0,8 novembre 0,8 0,8 dicembre 0,8 0,8
40 Grazie per l ascolto Domande? Opinioni? Suggerimenti? Lafronza Michelangelo e

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 Articolo 39
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