Source: https://it.scribd.com/document/94947313/GME-maggio-2012
Timestamp: 2019-10-19 21:06:54+00:00
Document Index: 17374320

Matched Legal Cases: ['art. 4', 'art. 4', 'art. 4', 'DTF ', 'DTF ', 'art. 5', 'art. 5']

SalvaSalva GME_maggio_2012 per dopo
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
lO sViluPPO dEl fOTOVOlTaicO iN iTalia NEl 2012 alla
lucE dEllE REcENTi NOViT NORMaTiVE E REgOlaTORiE
Matteo Leonardi e Donatella Bobbio, REF-E
Lo sviluppo del fotovoltaico stato rilevante nellultimo triennio, fortemente condizionato dallevoluzione normativa e dalle politiche dincentivazione. Il forte sviluppo ha modificato le condizioni di funzionamento del sistema elettrico e mostrato i limiti di alcune scelte tecnologiche dei dispositivi di interfaccia con la rete fino ad ora utilizzati. In particolare una criticit segnalata fra laltro da Terna nel Piano di Sviluppo 2012 connessa alle crescenti esigenze di regolazione primaria. Infatti, per rispettare gli standard di sicurezza nella gestione del sistema elettrico, questo deve essere amministrato con una adeguata capacit di regolazione primaria rispetto alle esigenze di mantenimento della stabilit di frequenza1. Il Codice di Rete prescrive che tutte le unit di produzione rendano disponibile una banda di regolazione primaria pari all1,5% della potenza efficiente sul Continente e Sicilia (10% in Sicilia se scollegata dal continente) e pari al 10% in Sardegna. Da tale obbligo sono esclusi gli impianti a fonte rinnovabile. Lentrata delle rinnovabili riduce le quote di produzione della capacit convenzionale e di conseguenza riduce la capacit di regolazione primaria del sistema. Pertanto, per garantire gli standard di sicurezza, risulta necessario rendere partecipi
anche i generatori rinnovabili alla fornitura dei servizi ancillari. Le recenti disposizioni dellAEEG affrontano il problema imponendo modifiche agli impianti esistenti di generazione distribuita in media tensione entro il 2013 e stabilendo degli incentivi per gli operatori che intervengono entro lestate 2012. Per quanto riguarda i nuovi impianti, sono imposti standard tecnici pi stringenti sia per gli impianti in bassa che in media tensione sin da subito, anticipando al secondo semestre 2012 gli obblighi normativi in materia di inverter (d.m. 5 maggio 2011) che avevano fissato nel gennaio 2013 lobbligo di nuovi dispositivi. Tali misure interessano in particolare gli impianti fotovoltaici in media e bassa tensione. Le modifiche intervenute nella normativa e la crisi economica hanno frenato lingresso di nuova capacit fotovoltaica nel 2012, quindi gran parte dei problemi che il gestore di rete deve risolvere dipendono dallo stock dinvestimenti realizzati nel biennio 2010-2011. La previsione dello sviluppo del fotovoltaico nel 2012 mostra che le disposizioni tecniche sui nuovi entranti, in particolari quelli sulla BT, potrebbero pertanto contribuire in misura trascurabile alla sicurezza nel corso della prossima estate.
iN quEsTO NuMERO REPORT/aPRilE 2012 APPROFONDIMENTI
Lo sviluppo del fotovoltaico in Italia nel 2012 alla luce delle recenti novit normative e regolatorie. di Matteo Leonardi e Donatella Bobbio, pagina 30
Ad aprile la recessione economica ha depresso gli scambi
di energia elettrica nel Mercato del Giorno Prima ai livelli minimi, sia in termini assoluti che in media oraria, dallavvio del mercato nellaprile 2004. La flessione ha interessato prevalentemente il mercato over the counter (-15,3% su base annua) e solo marginalmente la borsa elettrica (-0,5%), dove le nuove capacit da fonti rinnovabili hanno sospinto le
vendite del GSE, in crescita del 45,6% su base annua, ai massimi da febbraio 2006. La liquidit del mercato , pertanto, schizzata a 61,8% livello pi alto degli ultimi sedici mesi. Il prezzo di acquisto dellenergia elettrica nella borsa italiana (PUN) ha registrato una nuova flessione congiunturale, dopo quella di marzo, portandosi a 72,72 /MWh (-3,4%); il confronto su base annua evidenzia, per, ancora un rialzo in doppia cifra (+11,6%).
MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP) Il prezzo medio di acquisto (PUN), con un calo di 2,60 /MWh (-3,4%) rispetto a marzo, sceso a 72,72 /MWh, livello minimo degli ultimi nove mesi, confermandosi per pi alto rispetto ad aprile 2011 (+ 7,54 /MWh; +11,6%). Lanalisi per gruppi di ore rivela un aumento su base annua di 6,45 /MWh (+8,7%) nelle Tabella 1: MGP, dati di sintesi
Prezzo medio di acquisto 2012 /MWh Baseload Picco Fuori picco Minimo orario Massimo orario 72,72 80,25 69,22 12,14 152,82 2011 /MWh 65,18 73,80 60,87 22,94 118,07 Var vs 2011 % /MWh 7,54 6,45 8,35 11,6% 8,7% 13,7% MWh 19.256 24.396 16.874 10.377 28.212 Volumi medi orari Borsa % -0,5% 2,1% -1,2% Sistema Italia % MWh 31.180 38.156 27.946 20.557 42.359 -6,7% -5,2% -6,8%
ore di picco e di 8,35 /MWh (+13,7%) nelle ore fuori picco, con prezzi attestatisi rispettivamente a 80,25 /MWh e 69,22 / MWh (Grafico 1 e Tabella 1). In conseguenza del maggior rialzo nelle ore fuori picco, il rapporto del prezzo picco/baseload, ha ripiegato a 1,10, livello minimo dallo scorso settembre. Fonte: GME
Liquidit 2012 % 61,8% 63,9% 60,4% 49,4% 71,8% 2011 % 57,9% 59,4% 56,9% 45,6% 66,3%
/MWh Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente 2012 2011 /MWh
95 90 85 80 75 70 65 60 55 50 gen feb 65,00 14,85 66,29 22,76 68,18 65,18 79,85 75,31 72,72 71,28 74,51 68,41 69,74 81,31 78,61 78,47 79,37 89,04
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 ma giu lug ago set ott nov dic
7,13 mar
7,54 apr
N E W s l E T T E R d E l g M E 2 0 1 2 N u M E R O 4 9 Pa g i N a 2
I prezzi di vendita hanno registrato un aumento tendenziale in tutte le zone ad eccezione della Sardegna, il cui prezzo sceso a 73,70 /MWh (-3,2%) riducendo sensibilmente lo spread con Nord, Centro Nord e Centro Sud, attestatisi intorno ai 72 /MWh. Il Sud, con 68,02 /MWh, e la Sicilia, con 83,00 /MWh, si confermano, anche questo mese, rispettivamente la zona dal prezzo pi basso e pi alto (Grafico 2).
/MWh 120 110 100 90 80 70 60 apr mag giu lug ago 2011 set ott nov dic gen feb 2012 mar apr Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna
Sud Centro Sud Centro Nord Nord PUN Sardegna Sicilia /MWh
68,02 71,12 72,27 72,60 72,72 73,70 83,00
I volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia, con una flessione tendenziale del 6,7%, sono scesi a 22,4 milioni di MWh, livello pi basso dallavvio della borsa. Gli scambi nella borsa elettrica, pari a 13,9 milioni di MWh (valore superiore solo al minimo storico di agosto 2011), sono diminuiti di solo lo
0,5%, mentre gli scambi O.T.C., registrati sulla PCE, pari a 8,6 milioni di MWh (livello minimo da gennaio 2010), si sono ridotti del 15,3% (Tabelle 2 e 3). La liquidit del mercato , pertanto, aumentata di 3,9 punti percentuali su base annua, attestandosi a 61,8%, livello pi alto da inizio 2011 (Grafico 3).
Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica
MWh Borsa Operatori GSE Zone estere Saldo programmi PCE 13.864.331 6.343.279 4.506.223 3.014.829 Variazione -0,5% -21,2% +45,6% +8,3% -100,0%
Struttura 61,8% 28,3% 20,1% 13,4% 0,0%
Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica
MWh Borsa Acquirente Unico Altri operatori Pompaggi Zone estere Saldo programmi PCE 13.864.331 2.962.786 8.402.969 73.750 99.830 2.324.995 8.584.922 36.000 2.816.564 8.057.353 -2.324.995 22.449.253 2.503.438 24.952.691
Struttura 61,8% 13,2% 37,4% 0,3% 0,4% 10,4% 38,2% 0,2% 12,5% 35,9%
Variazione -0,5% -16,5% -5,8% +28,4% +23,6% +76,0% -15,3% -1,5% +0,7% -6,5%
8.584.922 805.687 7.779.235 -
-15,3% -38,5% -11,8%
38,2% 3,6% 34,7%
22.449.253 20.662.851 43.112.104
-6,7% +6,8% -0,7%
-6,7% +34,2% -3,8%
N E W s l E T T E R d E l g M E 2 0 1 2 N u M E R O 4 9 Pa g i N a 3
Grafico 3: MGP, liquidit
62,0% 61,0% 60,0% 59,0% 58,0% 57,0% 56,0% 55,0% gen feb mar
59,5% 58,5% 56,5% 56,8% 58,7% 57,9%
56,7% 55,9%
apr ma giu lug
ago set ott nov dic
Gli acquisti nazionali di energia elettrica, con una flessione su base annua del 6,8%, sono scesi al livello pi basso mai registrato, pari a 22,3 milioni di MWh. La riduzione degli acquisti ha interessato tutte le zone eccetto la Sardegna (+14,3%). In aumento, invece, gli acquisti sulle zone estere, pari a 136 mila MWh (+15,8%) (Tabella 4). Anche le vendite di energia elettrica delle unit di produzione nazionale, pari a 18,6 milioni di MWh, con una riduzione Tabella 4: MGP, volumi zonali
Totale Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna Totale nazionale Estero Sistema Italia 18.675.010 3.288.715 6.416.710 6.617.126 2.648.356 1.463.182 39.109.099 4.003.005 43.112.104 Media oraria 25.938 4.568 8.912 9.190 3.678 2.032 54.318 5.560 59.878 Var -3,1% -5,8% +4,8% +2,4% +6,9% +12,4% -0,0% -6,5% -0,7%
di 9,3% rispetto a marzo e di 6,7% rispetto ad un anno fa, hanno segnato un record negativo. A livello zonale, le vendite sono diminuite nel Nord (-15,2%), nel Sud (-7,3%) ed in Sicilia (-6,0%), che insieme rappresentano il 70% delle vendite nazionali, mentre sono aumentate nelle altre zone. In calo anche le importazioni (vendite sulle zone estere), pari a 3,8 milioni di MWh (-6,7%) (Tabella 4). Fonte: GME
Var -15,2% +7,9% +4,9% -7,3% -6,0% +36,5% -6,7% -6,7% -6,7% Totale 12.008.006 2.476.751 3.577.694 1.741.799 1.429.444 1.079.728 22.313.423 135.830 22.449.253 Media oraria 16.678 3.440 4.969 2.419 1.985 1.500 30.991 189 31.180 Var -8,0% -7,3% -5,2% -13,0% -3,9% +14,3% -6,8% +15,8% -6,7%
Totale 8.378.150 1.787.648 2.577.906 3.486.913 1.371.887 1.026.233 18.628.737 3.820.516 22.449.253
Media oraria 11.636 2.483 3.580 4.843 1.905 1.425 25.873 5.306 31.180
Lanalisi per tecnologia di produzione evidenzia la forte crescita su base annua delle vendite da fonti rinnovabili (+11,4%), trainate soprattutto dai nuovi impianti fotovoltaici. Nonostante il modesto apporto, ad aprile, degli impianti idroelettrici (-31,1%), le vendite da fonti rinnovabili hanno sfiorato quota 30% sul totale venduto, con un aumento di 4,8 punti percentuali rispetto ad aprile 2011. In evidenza gli impianti solari che, in un anno, sono passati dal 3,4 all11,0%. Le vendite da impianti termoelettrici si sono, invece, ridotte
dell11,3%, scontando da un lato la netta flessione delle vendite da impianti a ciclo combinato (-21,5%) - penalizzati dagli alti costi del gas - e dallaltro laumento delle vendite da impianti a carbone (+16,4%), soprattutto al Nord (+100,8%) (Tabella 5). Pertanto, la quota delle vendite da impianti a ciclo combinato scesa al 44,2% (-8,3 punti percentuali rispetto ad un anno fa), mentre quella degli impianti a carbone salita al 13,1% (+2,6 p.p.) (Grafico 4).
N E W s l E T T E R d E l g M E 2 0 1 2 N u M E R O 4 9 Pa g i N a 4
Impianto Termoelettrico Ciclo combinato Carbone Altro Fonti rinnovabili Geotermico Idrelettrico Eolico Solare e altro Pompaggio Totale Impianti MWh Nord Var
-17,6% -29,0% +100,8% +10,1% -4,8% -33,4% +424,3% +165,8% -71,9% -15,2%
-19,5% -36,1% +11,9% +57,3% +0,0% -2,0% +26,8% +213,8% -7,3%
Centro Nord Var MWh 1.300 1.228 18 54 1.167 611 241 4 311 16 2.483
+9,4% +6,9% +36,0% +10,5% -0,9% -30,8% +179,1% +251,2% -72,5% +7,9%
Centro Sud Var MWh 2.785 834 1.601 349 788 323 165 299 7 3.580
+5,5% -4,1% +1,2% +87,2% +13,5% -31,7% +25,8% +234,6% -90,7% +4,9%
Sicilia Var MWh 1.397 1.291 0 106 502 32 305 165 7 1.905
-19,6% -13,2% -57,7% +80,8% +79,6% +32,0% +474,2% -41,6% -6,0%
Sardegna Var MWh 1.187 498 628 61 218 21 140 56 21 1.425
+36,4% +417,1% -16,8% +236,2% +44,4% -66,2% +87,7% +294,6% -10,8% +36,5%
Sistema Italia Var MWh 18.081 11.435 3.377 3.269 7.658 613 3.089 1.112 2.845 134 25.873
- 11,3% - 21,5% +16,4% +11,9% +11,4% - 0,9% - 31,1% +35,1% +200,6% - 71,4% - 6,7%
7.877 5.748 1.129 1.000 3.676 2.207 13 1.456 83 11.636
3.535 1.836 0 1.699 1.308 2 265 484 558 4.843
13,1% 13,1% (10,5%) (10,5%) 44,2% 12,6% (10,5%) 12,6% 2,4% (2,2%)
Ciclo combinato Ciclo combinato Carbone
Altro termico Geotermico
44,2% (52,5%) (52,5%)
(10,5%) 2,4% (2,2%)
Eolico Idroelettrico Solare e altro
0,5% (1,7%)
11,0% Pompaggio (3,4%) Tra parentesi sono indicati i valori dello stesso mese dell'anno precedente
11,0% (3,4%)
11,9% 4,3% (16,2%) (3,0%)
4,3% (3,0%)
11,9% (16,2%)
Solare e altro
MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) Anche nel Mercato Infragiornaliero (MI) il prezzo dacquisto, in flessione congiunturale in tutte le quattro sessioni, si conferma pi alto rispetto ai livelli di dodici mesi fa. Su MI2, con 71,13 /MWh, si registrato il prezzo pi basso; su MI4, con 86,49 /MWh il prezzo pi elevato. Il confronto con MGP negli stessi periodi rilevanti (ore) non ha rivelato significative differenze nei prezzi medi delle sessioni MI1, MI3 ed MI4; su MI2, invece, i prezzi sono stati Tabella 6: MI, dati di sintesi
Prezzo medio d'acquisto /MWh 2012
mediamente pi bassi del 2,2% (Tabella 6; Grafico 5). I volumi di energia scambiati sul Mercato Infragiornaliero sono stati pari a 2,0 milioni di MWh, in aumento dell8,4% rispetto ad aprile 2011. Di questi oltre il 68%, ovvero 1,4 milioni di MWh, sono stati scambiati su MI1, con una crescita su base annua del 12,0%. Nelle altre sessioni sono stati scambiati: 438 mila MWh su MI2 (-6,1%); 110 mila MWh (+21,6%) su MI3; 86 mila MWh (+26,1%) su MI4 (Tabella 6 e Grafico 5). Fonte: GME
31.180 1.888 608 307 357
65,18 65,48
11,6% 11,7% 9,9% 17,6% 32,7%
33.416 1.686 648 252 283
-6,7% 12,0% -6,1% 21,6%
72,72 73,11 71,13 76,63 86,49
65,18 65,48 64,75 65,19 65,19
72,72 73,11
N E W s l E T T E R d E l g M E 2 0 1 2 N u M E R O 4 9 Pa g i N a 5
/MWh 106 /MWh /MWh 106 106 102 102 102 98 98 98 94 94 90 90 86 86 82 82 78 78 74 74 70 70 66 66 62 94 90 86 82 78 74 70 86,49 86,49 76,63 76,63 73,11 73,11 71,13 71,13 MI1 MI1 MI2 MI2 MI1 MI3 MI3 MI2 MI4 MI4 MI3 MI4 MWh 3.600 MWh 3.600 3.200 3.200 2.800 2.800 2.400 2.400 2.000 2.000 86,49 1.600 1.600 1.200 76,63 1.200 800 73,11 800 400 71,13 400 0 0 MWh 3.600 3.200 2.800 2.400 2.000 1.600 1.200 800 400
Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr 0 Apr Mag Giu LugGiu Lug Ago Set Ott Nov Dic2012 Feb Mar Apr Ago Apr Mag 2011 Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Gen 2011 2012 2011 2012
MI1 MI2 MI3 MI4 MI1 MI2 MI3 MI4 MI1 MI2 MI3 MI4
66 Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr 62 Apr 62
Apr Mag Giu LugGiu Lug Ago Set Ott Nov Dic 2012 Feb Mar Apr Ago Apr Mag 2011 Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Gen 2011 2012 2011 2012
MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO ex-ante (MSD ex-ante) Sul Mercato dei Servizi di dispacciamento ex-ante a salire, ad aprile, gli acquisti di Terna, sono saliti a 455 mila MWh, con un aumento tendenziale del 16,3%. In calo, invece, le vendite di Terna nel mercato a scendere, pari a 307 mila MWh (-30,1% su base annua), valore minimo da ottobre 2011 (Grafico 6).
MWh 1.200 1.000 800 600 400 200 0 -200 -400 -600 -800 -1.000 gen
MWh 1.200 1.000 800 600 400 200 0 -200 -400 -600 -800 feb -1.000
ago giu A salire 2011 A salire 2012
set lug
nov set ott
dic nov dic
feb mar A scendere 2011 A scendere 2012
apr mag A salire 2011 A salire 2012 A scendere 2011 A scendere 2012
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 6 i N a 6 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
MERCATO A TERMINE DELLENERGIA (MTE) Nel Mercato a Termine dellenergia (MTE), ad aprile, sono stati negoziati 1330 contratti, pari a 3,2 milioni di MWh. Sulla piattaforma sono stati registrati anche 215 contratti O.T.C., pari a 1,4 milioni di MWh. La maggior parte degli scambi ha riguardato prodotti baseload e, in particolare, il mensile Maggio 2012 e lAnno 2013. Questultimo ha chiuso il mese a 75,45 /MWh, in ribasso del 2,1% rispetto a marzo. In generale, si registra un calo anche per i prezzi degli altri prodotti negoziati. Tabella 7: MTE, prodotti negoziabili ad aprile
PRODOTTI BASELOAD Prezzo di controllo* /MWh variazione Maggio 2012 Giugno 2012 Luglio 2012 Agosto 2012 III Trimestre 2012 IV Trimestre 2012 I Trimestre 2013 II Trimestre 2013 Anno 2013 Totale 75,85 75,60 79,00 79,00 79,00 80,50 79,40 73,00 75,45 -0,8% -1,2% -1,3% -1,4% -1,7% -1,4% -0,3% -2,1% Negoziazioni N. 42 8 13 21 20 6 5 39 154 Volumi mercato MW 480 100 145 155 180 40 10 210 1.320 PRODOTTI PEAK LOAD Prezzo di controllo* /MWh variazione Maggio 2012 Giugno 2012 Luglio 2012 Agosto 2012 III Trimestre 2012 IV Trimestre 2012 I Trimestre 2013 II Trimestre 2013 Anno 2013 Totale 82,00 81,50 89,00 86,58 86,50 93,00 98,67 83,56 85,50 -6,0% -6,7% -6,0% -6,3% -5,2% -1,4% -0,3% -3,8% Negoziazioni N. 1 1 2 Volumi mercato MW 5 5 10 Volumi OTC MW Volumi TOTALI MW 5 5 10 Posizioni aperte MW MWh 1.259 1.264 959 959 1.029 959 5.170 347.484 318.528 253.176 264.684 802.620 759.528 2.398.536 Volumi OTC MW 60 10 145 215 Volumi TOTALI MW 480 100 145 215 190 40 10 355 1.535 Posizioni aperte** MW MWh 3.645 3.360 2.735 2.595 3.195 2.925 40 8 1.225 16.083 2.711.880 2.419.200 2.034.840 1.930.680 7.054.560 6.461.325 86.360 17.472 10.731.000 30.735.437
Le posizioni aperte a fine mese ammontavano a 21.253 MW, per un totale di 33,1 milioni di MWh (Tabella 7 e Grafico 7). Il prodotto Maggio 2012 ha chiuso il periodo di negoziazione con un prezzo di controllo pari a 75,85 /MWh sul baseload e 82,00 /MWh sul peakload e con una posizione netta pari rispettivamente a 3.645 e 1.259 MW, per complessivi 3,1 milioni di MWh. Fonte: GME
* Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo valore del mese precedente ** Tra parentesi i valori relativi alla chiusura dell'ultimo giorno di trading
Grafico 7: MTE, prezzi di controllo* dei prodotti negoziabili ad aprile ed evoluzione delle posizioni aperte
75,85 75,60 79,00 79,00 80,50 79,40 73,00 75,45
Prodotti Baseload Posizioni aperte. TWh
M aggio 2012 Giugno 2012 Luglio 2012
III Trimestre 2012 IV Trimestre 2012 I Trimestre 2013 II Trimestre 2013
4 0 02 03 04 05 10 11 12 13 16 17 18 19 20 23 24 25 26 27 30
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 7 i N a 7 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE) Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni registrate, con consegna/ritiro dellenergia ad aprile 2012, pari a 26,1 milioni di MWh, hanno registrato un aumento su base annua del 24,7%. Le transazioni registrate sulla PCE derivanti da contratti bilaterali, pari a 23,4 milioni di MWh, sono aumentate su base annua del 14,6%: in crescita sia i contratti non standard (+12,1%) che i contratti standard (+18,9%). Tra questi ultimi in evidenza gli off peak, pi che raddoppiati (+108,9%). Le transazioni registrate sulla PCE derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a 2,7 milioni di MWh, sono pi che quintuplicate rispetto ad un anno fa, rappresentando pi del 10% del totale registrato (erano inferiori al 3% ad aprile 2011). Nel complesso le transazioni registrate hanno determinato una posizione netta dei conti energia di 14,7 milioni di MWh (+4,8%). Si conferma invece la dinamica di segno opposto per i programmi registrati nei Conti Energia. In particolare i programmi registrati nei conti in immissione, pari a 8,6 milioni di MWh, hanno segnato una flessione su base annua del 15,3%. Pi contenuto, invece, il calo di quelli registrati nei conti in prelievo, pari a 10,9 milioni di MWh (-4,7%) (Tabella 8). Il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, dopo due ribassi congiunturali risalito a 1,77 (+0,28 rispetto ad un anno fa) (Grafico 8).
Tabella 8: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro ad aprile e programmi
TRANSAZIONI REGISTRATE MWh Baseload Off Peak Peak Week-end Totale Standard Totale Non standard PCE bilaterali MTE TOTALE PCE POSIZIONE NETTA 7.194.196 866.796 844.339 240 8.905.571 14.519.035 23.424.606 2.689.668 26.114.274 14.721.600 Variazione +11,6% +108,9% +34,6% - 80,0% +18,9% +12,1% 14,6% +429,3% +24,7% +4,8% Struttura 27,5% 3,3% 3,2% 0,0% 34,1% 55,6% 89,7% 10,3% 100,0% 56,4% Rifiutati di cui con indicazione di prezzo Saldo programmi 766.631 +130,2% 733.561 +140,6% 8,2% 7,8% 2.324.995 Richiesti di cui con indicazione di prezzo Registrati di cui con indicazione di prezzo MWh PROGRAMMI Immissione Variazione Struttura -10,6% +23,6% -15,3% +9,8% 100,0% 38,3% 91,8% 30,5%
Prelievo Variazione Struttura -4,7% 100,0% 10.909.918 MWh 10.909.918 -4,7% +76,0% 100,0% -
9.351.554 3.586.318 8.584.922 2.852.758
MWh 44.000 40.000 36.000 32.000 28.000 24.000 20.000 16.000 12.000 8.000 4.000 0 1,49 Apr
MWh 44.000 40.000 36.000 32.000 28.000 24.000 20.000 1,59 16.000 12.000 8.000 4.000 0 Mag 1,46 1,49 Apr Giu Mag Lug 1,59 1,57
Totale contratti Turnover
Turnover 1,78 1,68 1,78 1,82 1,78 1,74 1,70 1,65 1,66 1,65 1,62 1,58 1,54 1,50 1,46 1,77 1,82 1,78 1,74 1,70 1,66 1,62 1,58 1,54 1,50 1,46 Apr 1,42
1,73 1,68 1,58 1,57 1,64 1,64
Giu Ago 2011
Ago Ott 2011
1,42 Feb Mar Apr 2012
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 8 i N a 8 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Nel mese di aprile il prezzo della zona Nord del sistema italiano, attestatosi a 72,60 /MWh, e il prezzo della borsa slovena, pari a 51,73 /MWh, sono risultati sostanzialmente stabili su base congiunturale. Si conferma, cos, un differenziale di prezzo tra le due borse su valori massimi storici, pari a 20,90 /MWh. Tale differenziale si registra anche su base oraria, dove il prezzo italiano risultato sempre superiore (72% delle ore) o uguale (28%) a quello sloveno. Il market coupling, coerentemente con le suddette quotazioni, ha allocato complessivamente 353 MWh medi orari, nel 99,7% delle ore in import verso lItalia e nelle restanti 0,3% di ore in export verso la Slovenia. Di contro, si conferma la riduzione dellutilizzo dellasta esplicita in atto da inizio anno, sia in termini di volumi, risultati pari a circa 37 MWh medi orari, sia in termini di percentuale di ore di utilizzo, scesa al 75%. Si evidenzia, infine, che questultimo meccanismo ha generato inefficienza nello 0,4% delle ore, quando le nomination hanno prodotto flussi incoerenti rispetto al differenziale di prezzo tra le due borse.
Prezzi (/MWh) Pz Nord Baseload Picco Fuori Picco Festivo 72,60 79,72 69,29 69,29 Diff M-1(%)
-0,9% -7,9% +6,4% +3,7%
N di ore (%) Diff M-1(%)
+1,0% +11,6% +12,5% -17,3%
Capacit (MW) Pz Nord < Pz BSP 0% 0% 0% 0% Capacit allocata dal Market Coupling 353 148 127 78
+12,3% +8,7% +20,7% +9,8%
Pz BSP* 51,73 69,80 52,54 35,42
+0,1% +13,5% +1,2% -14,9%
Pz Nord > Pz BSP 72% 15% 23% 34%
Pz Nord = Pz BSP 28% 17% 9% 2%
/MWh 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
Grafico 2: Capacit di import dalla Slovenia
Quota riservata MC MW 600 500 400 300 200 100 0 Capacit allocata tramite MC Capacit allocata totale IT-SI
Capacit allocata totale IT-SI
Quota riservata MC MW 453 600 396 395 453 500 400
Capacit allocata tramite MC
540 437 478 381 422 484 395 526
389 422 353 395
300183 173 160 200 183 93 173
Gen 2012 Nov
N E W s l EE W s l Ed E l R M E l g M E B R 0 1 O 0N u M E N u M4E R OP a 5 i a a9g i N a 9 N TTER TTE g d fEB 2ai 2 2 10 RO 9 2g NP
Volumi medi (MWh) BSP (Market coupling) Import Export Totale 352,4 0,1 352,5 Zona SLOV (Asta esplicita) 36,3 0,2 36,6 N di ore (%) BSP (Market coupling) 99,7% 0,3% 100,0% Zona SLOV (Asta esplicita) 73,5% 1,5% 75,0% N di ore di uso efficiente (%) BSP (Market coupling) 99,7% 0,3% 100,0% Zona SLOV (Asta esplicita) 73,5% 1,1% 74,6% N di ore di sottoutiilizzo (%) BSP (Market coupling) 0,0% 0,0% 0,0% Zona SLOV (Asta esplicita) 0,0% 0,0% 0,0% BSP (Market coupling) 0,0% 0,0% 0,0%
N di ore di uso antieconomico (%) Zona SLOV (Asta esplicita) 0,0% 0,4% 0,4%
MWh 800 700 600 500 400 300 200 100 0 -100 -200 -40 -20 0 20 40 60 80 100 /MWh
P. IPEX<P. BSP % di ore 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen 2012 Feb Mar Apr P. IPEX=P. BSP P. IPEX>P. BSP Allocazione inefficiente
N E W s l EE W s l Ed E l R M E l g M E B R 0 1 O 0N u M E N u M4E R OP a 5 i a a1g i N a 1 0 N TTER TTE g d fEB 2ai 2 2 10 RO 9 2g NP 0
I consumi ad aprile registrano un debole segnale di ripresa,
trainato dai soli acquisti ad uso civile, perdurando il calo degli utilizzi termoelettrici e industriali. Lato offerta riprende la consueta fase stagionale di iniezione degli stoccaggi.
Le principali quotazioni del gas italiano, PSV e PB-GAS, indicano un prezzo medio sui 28,8 /MWh, sostanzialmente stabile rispetto al mese precedente e in marcato aumento tendenziale.
Nel mese di aprile i consumi di gas si attestano a 5.198 Mmc risultando in fisiologica diminuzione congiunturale e in lieve aumento tendenziale (+6%). Questultimo completamente trainato dagli acquisti residenziali (+43%), favoriti da temperature sotto la media stagionale, a fronte della riduzione degli acquisti di impianti termoelettrici (-13%), dovuta alla
concorrenza delle fonti rinnovabili, e alla stagnazione di quelli industriali (-1%). Tali dinamiche sono confermate anche dai dati complessivi dei primi quattro mesi dellanno, che mostrano consumi totali in lieve riduzione (-1%), per gli effetti contrapposti di domanda residenziale (+4%) e termoelettrica (-10%), in un quadro di acquisti industriali stabili.
Volumi Domanda Domanda Volumi MCM 5.198
2.218 1.816 1.105 59
MCM % Tend 5.198 +6%
2.218 +43% 1.816 -13% 1.105 -1% 59 -63% % Tend
MCM 12.000 +43% 11.000 -13% 10.000 9.000 8.000
Impianti di Impianti di DistribuzioneDistribuzione Consumi Termoelettrici Consumi Termoelettrici Consumi Consumi Industriali Industriali Rete terzi sistema Rete terzi e consumi die consumi di sistema Offerta Import Offerta Import
5.993 637 -1.432
5.198 +6%
5.993 +8% 637 -4% -1.432 -13%
7.000 +6% 6.000 +8% 5.000 4.000 3.000
Produzione Produzione Nazionale Nazionale Sistemi Sistemi di stoccaggiodi stoccaggio
gen feb mar apr mag giu lug ago set gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic
Consumi Termoelettrici Consumi Termoelettrici
MCM MCM 3.500 3.500 3.000 3.000 2.500 2.500 2.000 2.000 1.500 1.500 1.000 1.000 500 500
MCM MCM MCM 1.600 1.600 1.600 1.400 1.400 1.400 1.200 1.200 1.200 1.000 1.000 1.000 800 800 800 600 600 600 400 400 400 200 200 200 00 0
gen feb mar apr mag giu gen feb mar apr mag giu
gen feb mar apr mag giu lug ago setsetott ott nov dicdic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov gen feb mar apr mag giu lug ago nov dic
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 1 1i N a 1 1 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Lato offerta si assiste ad una ripresa delle importazioni (+8%), concentrata sui gas algerino (+51%) e libico (un anno fa interrotto a causa della guerra civile), solo in parte compensata dalla riduzione del gas russo (-30%). La produzione nazionale, pari questo mese al 12% della domanda, risulta in lieve calo (-4%), mentre riprende laccumulo stagionale di gas negli stoccaggi con la giacenza di Stogit in crescita a 3.387 Mmc (+3%).
4.000 4.000 3.000 3.000 2.000 2.000 1.000 1.000 0 0 -1.000 -1.000 -2.000 -2.000
Fonte: Snam Rete Gas
lug ago set ott nov dic lug ago set ott nov dic
La quotazione mensile del PSV si attesta a 28,84 /MWh, risultando sostanzialmente stabile rispetto al mese precedente ma comunque in marcato aumento tendenziale (+15%). Il gas Figura 2: Gas Naturale, prezzo PSV, stoccaggio e import
PSV Prezzo medio min max Stoccaggio /MWh 28,84 28,25 29,40 MCM 2012 2012
italiano si conferma, quindi, il pi elevato nel panorama europeo, sebbene il differenziale di prezzo sia in calo a circa 4 /MWh per effetto di modesti rialzi osservati sulle piazze europee. Fonte: dati SRG, Stogit, Thomson-Reuters
% Tend +15% +21% +13%
/MWh 35
% Tend Consumi Industriali Produzione Nazionale
MCM +3% 0 0 MCM 1.000
2011 2010 Consumi Industriali 2011 2011 Produzione Nazionale2010 2011 30
Erogazione degli 2012 Impianti di Distribuzione 2012
MCM MCM -3.000 0
Stoccaggio (stock level) 10.000 MCM -1.500 0 MCM 3.500 Erogazione (flusso mar mag lug set nov gen mar out) lug set nov gen mag Iniezione (flusso in) Flusso netto Totale Spazio Conferito Quota su spazio conferito (%) Import Capacit di trasporto giornaliera Import medio giornaliero Quota di utilizzo (%) Punti di Entrata Totale Import Mazara del Vallo Tarvisio Passo Gries Gela Gorizia Panigaglia (GNL) Cavarzere (GNL)
2 1434 -1432 10.296 33% MCM/g 315 193 61% MCM 5.993 2.115 1.816 705 582 17 159 598
1.000 gengen mar mag lugset setnovnov mar mag lug 0 0 - gen 25 mag lug lugset set nov gen mar mar mag nov
+13% -13% +9% -2 p.p. % Tend +1% +5% +2 p.p. % Tend +8% +51% -30% +2% +16% -6% -9%
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 1 2i N a 1 2 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
apr 2010 mag giu lug ago set ott nov dic gen 2011 feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen 2012 feb mar apr
I mercati del gas gestiti dal GME esprimono prezzi in linea con le quotazioni al PSV. La PB-GAS, su cui sono transitati 203 Mmc, ha registrato un prezzo medio pari a 28,83 /MWh,
anchesso stabile rispetto al mese precedente, mentre MGPgas ha segnato un prezzo medio pari a 28,92 /MWh, relativo, per, ad abbinamenti in sole tre sessioni di mercato.
MERCATO UdM /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh /MWh M 28,92 28,83 28,84 Sessioni con abbinamenti 3 30 % M-1 2,0% -0,3% -0,6% Volatilit 0,29% 1,5% 1,1% -
M+1 M+2 Annuale -
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 1 3i N a 1 3 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
/MWh 45 40 35 30 25 20 15 10 apr 2011
Operatori con abbinamenti lato vendita lato acquisto Contratti abbinati 3 -
M 1,27 -
% M-1 148,9% -
Totale 1,27 203
MMC MMC 700
MI-gas MGP-gas MGP-gas
Royalties MI-gas MI-gas
Comparto Import PB-GAS Royalties Comparto Import Royalties Comparto Import PB-GAS
100 0 0 apr mar mag apr 2011
apr 2011 mag giu lug ago set ott nov dic
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 1 4i N a 1 4 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Il MERCATO DI BILANCIAMENTO DEL GAS Il mese di aprile segna il passaggio della piattaforma di bilanciamento dalla modalit provvisoria, in cui il mercato era determinato esclusivamente dallo sbilanciamento registrato da SNAM sul sistema, alla modalit definitiva, in cui si consente la piena partecipazione degli operatori su entrambi i lati del mercato. Viene sancita, cos, la trasformazione del mercato da strumento volto esclusivamente alla copertura degli sbilanciamenti a strumento che consente anche lo scambio di gas tra gli operatori. Il primo mese di operativit nella nuova modalit registra solo un lieve aumento dei volumi transitati sulla piattaforma rispetto allo sbilanciamento assoluto cumulato di SNAM: 2,14 TWh rispetto ai 2,05 TWh del TSO (96% del totale). Lo sbilanciamento, che questo mese ha costituito poco meno del 4% della domanda, si determinato, soprattutto, sugli acquisti termoelettici, risultati nella maggior parte dei casi sovrastimati, e su quelli residenziali. In particolare, il sistema risultato lungo in 18 giorni, in cui sono stati scambiati 1,21 TWh di cui 1,18 TWh venduti da SNAM (98%), e corto per i restanti 12 giorni, in cui sono stati scambiati 0,93 TWh di cui 0,87 TWh acquistati da SNAM (94%). In tale contesto, il prezzo medio Tabella 1: Esiti del mercato
Offerta di SNAM Acquisto Vendita Totale Frequenza sessioni M M-1 12 18 30 1 30 31
del mercato di bilanciamento stato pari a 28,83 /MWh, valore sostanzialmente stabile rispetto al mese precedente e in linea con le quotazioni PSV. Il prezzo si conferma inferiore rispetto alla media complessiva e al PSV nei giorni in cui lo sbilanciamento positivo, risulta, invece, superiore negli altri, generando un differenziale tra i due casi di circa 80 centesimi di /MWh. Sul mercato si confermano da un lato una buona partecipazione degli operatori, con 40 operatori con scambi a fronte di 61 operatori soggetti allobbligo dofferta, dallaltro un elevato grado di concentrazione, evidenziato sia dagli HHI1 che dal CR32 nonch dallindice di operatore marginale (IOMq)3 del primo operatore. Questultimo, che misura la massima quota di volumi su cui lo stesso operatore ha fissato il prezzo, risulta peraltro in aumento al 54% (+12 p.p.). Gli indicatori calcolati al margine delle curve di domanda e offerta evidenziano un miglioramento del livello di attivit in un intervallo del 5% del prezzo di equilibrio, in cui risultano complessivamente presenti 22/28 operatori, nonch un maggior grado di elasticit delle curva di domanda e offerta in un intorno del 5% della quantit di equilibrio. Fonte: dati GME
M 29,32 28,50 28,83
Prezzo /MWh % M-1 PSV -0,6% -1,4% -0,3% 0,34 -0,23 -0,02
Volatilit (%) M M-1 0,7% 0,5% 1,5% 3,0% 3,0%
Volumi medi (MWh) M % M-1 77.496 67.553 71.531 1076% -47% -42%
Sbilanciamento <0 Sbilanciamento >0 PB-gas (asse dx) PSV (asse dx)
/MWh 35 34 1,9 33 32 31
30 1,2 29 0,9
1,0 Gen Feb 2012 Mar
1Indice di Hirschmann-Herfindahl (HHI). Indice aggregato di mercato che misura il grado di concentrazione e dispersione delle quantit vendute dagli operatori. Pu assumere valori compresi tra 0 (perfetta concorrenza) e 10000 (monopolio): un valore dellHHI inferiore a 1200 considerato indice di un mercato concorrenziale, mentre al di sopra dei 1800 considerato indice di un mercato poco competitivo. 2Per Concentration Ratio 3 (CR3) si intende la quota di mercato cumulata dei primi tre operatori. 3Indice relativo ai singoli operatori che hanno fissato almeno una volta il prezzo. Per ciascun operatore, in ciascun giorno, definito come la quota dei volumi su cui ha fissato il prezzo. Lindicatore relativo al primo operatore marginale misura la massima quota di volumi su cui lo stesso operatore ha fissato il prezzo.
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 1 5i N a 1 5 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Grafico 2: Andamento giornaliero esiti del mercato Fonte: dati GME, Thomson-Reuters
Offerta di SNAM Acquisto Vendita Totale N operatori attivi M M-1 27 38 40 3 35 35 HHI M 4.398 2.172 3.062 M-1 7.725 2.814 2.972 M 61% 57% 54% IOMq M-1 100% 42% 42% N operatori nell'intorno (1) Sinistro Destro M M-1 M M-1 28 29 28 3 26 25 19 24 22 8 12 11
Elasticit di prezzo nell'intorno (2) Sinistro Destro M M-1 M M-1 4,3% 0,0% 1,7% 0,0% 0,1% 0,1% -0,9% 0,0% -0,4% 0,0% 0,0% 0,0%
1) Intorno pari a 5% del prezzo riconosciuto in ciascuna sessione 2) Intorno pari a 5% dei volumi scambiati in ciascuna sessione
CR3 Acquisti*
CR3 Vendite*
5.000 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 Dic 2011 Gen Feb 2012 Mar Apr
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 1 6i N a 1 6 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Grafico 4: Quote di mercato e IOMq
70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% SNAM Op 1 Op 2 Op 3 Op 4 Op 5 Op 6 Op 7 Op 8 Op 9 Op 10 Op 11 Op 12 Op 13 Op 14 Altri
AVVIO NEGOZIAZIONI STOCCAGGIO VIRTUALE GAS
nei sistemi di negoziazione gestiti dal GME i quantitativi di gas naturale agli stessi resi disponibili nel periodo invernale attraverso i servizi di cui al comma 2 del medesimo articolo Op 8 Op 9 Op 10 Op 11 Op 12 Op 13 Op 14 9.Op 7 Con deliberazione 67/2012/R/GAS stato, tra laltro, disposto che linsieme dei sistemi di negoziazione del GME, nellambito dei quali i soggetti investitori aderenti, o soggetti da questi ultimi delegati, potranno adempiere allobbligo di offerta dei quantitativi di gas resi disponibili dagli stoccatori virtuali abbinati, siano costituiti alternativamente o cumulativamente: A. dalla Piattaforma di negoziazione per lofferta di gas naturale (P-GAS), attraverso la predisposizione di un apposito comparto, denominato Ex d.lgs. 130/10. Tale comparto, funzionante secondo meccanismi simili a quelli dellattuale comparto import della medesima piattaforma (negoziazione continua), attivo dal 7 maggio per lo scambio dei prodotti semestrali con consegna ottobre, mentre a partire dal 1 agosto sar possibile scambiarvi anche i prodotti mensili. B. dal Mercato a pronti del gas (MGP-GAS) organizzato e gestito dal GME. Le cessioni sul mercato a pronti MGP-GAS si svolgeranno secondo la modalit di negoziazione continua seguita da una fase di negoziazione asta a partire dal 27 settembre, data in corrispondenza della quale si apre la sessione del mercato a pronti con consegna 1 ottobre.
Il Decreto Legislativo 13 agosto 2010, n. 130, recante misure per la maggior concorrenzialit nel mercato del gas naturale ed 0% il trasferimento dei benefici risultanti ai clienti finali, introduce, SNAM Op Op 2 Op 3 Op 4 Op 5 in attuazione delle1previsioni di cui allarticolo 30, commi 6 Op 6 e 7, della legge 23 luglio 2009, n. 99, misure finalizzate a rendere il mercato del gas naturale maggiormente concorrenziale anche attraverso il potenziamento delle infrastrutture di stoccaggio. Nel favorire lanticipazione degli effetti conseguenti allo sviluppo della nuova capacit di stoccaggio, larticolo 9, comma 2, del d.lgs. 130/10, stabilisce che lAutorit per lenergia elettrica e il gas disciplini misure che comprendano la possibilit, per i soggetti investitori in detta capacit di stoccaggio aggiuntiva, di poter richiedere alla societ GSE, fino alla progressiva entrata in esercizio delle nuove capacit di stoccaggio e per un periodo comunque non superiore a cinque anni, di consegnare il gas naturale nel periodo estivo ed averlo riconsegnato nel successivo periodo invernale, per quantit massime corrispondenti alle quote della nuova capacit di stoccaggio non ancora entrata in esercizio e loro assegnata ai sensi dellarticolo 7 del predetto decreto. Larticolo 11, comma 1, del d.lgs. 130/10 introduce, inoltre, misure a favore della flessibilit dellofferta nel mercato del gas naturale, stabilendo che al fine di promuovere la liquidit del mercato allingrosso del gas naturale, le misure di cui allarticolo 9, comma 1, prevedono lobbligo per i soggetti investitori che si avvalgano di dette misure, di offrire in vendita
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 1 7i N a 1 7 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Nel mese di aprile in Europa le quotazioni petrolifere e del gas si mantengono sui livelli pi elevati registrati dal 2008, evidenziando variazioni congiunturali tra loro discordi che non alterano di fatto il trend di fondo rialzista osservato sui mercati dei combustibili nel primo trimestre del 2012. In controtendenza si conferma, invece, il carbone, il cui
prezzo, stabile al livello pi basso dellultimo anno, consolida la dinamica ribassista seguita nellultimo semestre. Sulle borse elettriche le quotazioni risultano stabili o in lieve diminuzione rispetto ai valori di inizio anno, con movimenti al ribasso che appaiono pi accentuati sui listini mediterranei.
Ad aprile si registra una modesta attenuazione del trend fortemente rialzista osservato nei primi tre mesi del 2012 sul Brent, le cui quotazioni si attestano a 119,5 $/bbl, valore lievemente inferiore sia rispetto a marzo (-4,6%) che ad un anno fa (-3,2%), ma comunque tra i pi elevati degli ultimi quattro anni. La flessione spinge al ribasso anche le aspettative degli operatori, orientate nel lungo termine verso una progressiva riduzione del differenziale creatosi nel corso del 2011 tra il riferimento europeo e quello statunitense. Il calo del greggio si riflette sul prezzo dei suoi prodotti di raffinazione, sceso a 742 $/MT nel caso dellolio combustibile e a 1.004 $/MT per il gasolio. La debole dinamica ribassista rilevata sul Brent favorisce sui due combustibili diminuzioni comprese tra 1/2% sia su base congiunturale che tendenziale, segnalando come unica eccezione la ripresa manifestata dallolio combustibile rispetto ai livelli di un anno fa (+5%).
Daltro canto, sui mercati del carbone la relativa stabilit del prezzo non determina sostanziali variazioni nella propensione che ha portato le quotazioni dellAPI2 a 96 $/ MT, con una contrazione del 20% rispetto al dato di settembre 2011 e del 25% rispetto ai valori di un anno fa. A fronte di ci, le attese espresse dai futures confermano prospettive lievemente rialziste, soprattutto a partire dal 2013. La conversione in euro delle quotazioni dei combustibili non produce impatti di rilievo nelle loro variazioni congiunturali, incorporando gli effetti di un tasso di cambio stabile per il terzo mese consecutivo a 1,32 $/. Tuttavia, rispetto al dato del 2011, questo valore palesa un forte deprezzamento delleuro nei confronti della moneta statunitense (-9%), tale da favorire peraltro uninversione delle dinamiche tendenziali ribassiste osservate sui mercati del greggio e del gasolio, i cui prezzi annui espressi in euro evidenziano incrementi del 6/9%.
Exch. Rate $/ Brent
UdM $/bbl /bbl $/MT /MT $/MT /MT $/MT /MT
Apr 12 1,32 119,5 90,8 741,7 563,5 1.004,0 762,8 96,0 73,0
Mag 12 1,32 119,7 90,4 729,5 550,9 1.013,8 765,6 96,6 73,0
Giu 12 1,32 119,3 90,1 728,3 549,9 1.010,0 762,6 97,9 73,9
Lug 12 1,32 118,8 89,7 726,8 548,6 1.007,6 760,6 99,5 75,1
Calendar 1,33 112,3 84,3 681,8 511,8 975,0 732,0 110,4 82,8
-0,4% -4,6% -4,3% -2,0% -1,6% -1,8% -1,4% -0,5% -0,1%
-9,0% -3,2% +6,4% +4,9% +15,3% -1,2% +8,6% -25,1% -17,7%
1,33 125,3 93,9 759,8 569,3 1.030,8 772,4 100,0 74,9
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 1 8i N a 1 8 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
$/bbl 130 120 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 apr mag giu lug ago set 2010 ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set 2011 ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr 2012 2013 Brent (scala dx) Iranian Light WTI Tasso di cambio $/ $/ 2,3 2,2 2,1 2,0 1,9 1,8 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2
$/MT 1400 1200 1000 800 600 400 200
Fuel Oil (scala sx)
Gas Oil (scala sx)
Brent (scala dx)
$/bbl 140 120 100 80 60 40 20 0
apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr 2010 2011 2012 2013
$/MT 140 120 100 80 60 40 apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set 2010 2011 ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set 2012 ott nov dic gen feb mar apr 2013 Qinhdao Coal Richards Bay Coal API2
N E W s l E T Ts l E d T E Rg d E l gf E B B 2 0 1i 1 0 1 0M R O M E R O P2 5g N P a 1 9i N a 1 9 NEW ER T El ME ME Ra O 2 Nu E Nu 45 9 a i a g
A differenza di quanto osservato sul greggio, le quotazioni ai principali hub centro-nord europei del gas risultano in crescita sia su base mensile che annua, allineandosi attorno ai 25 / MWh (rispettivamente +4%, +9/13%), valori tra i pi alti degli ultimi tre anni e mezzo. Merita rilevare che le dinamiche moderatamente rialziste registrate in questa prima parte del 2012 in Europa centrosettentrionale non trovano riscontro in Italia, dove il prezzo al PSV rimane stabile sui 29 /MWh, mantenendosi superiore allaprile scorso (+14,9%), ma su livelli pi bassi del trimestre finale del 2011 (-9% su dicembre). In conseguenza di ci, il differenziale tra il riferimento italiano e le quotazioni estere, dilatatosi nella seconda parte del 2011, torna progressivamente a stringersi e ad attestarsi sui 4 /MWh. In ottica futura, i mercati a termine esprimono aspettative conservative per il periodo aprile-settembre, mostrando una nuova ripresa delle quotazioni allavvio del nuovo anno termico, in linea con landamento stagionale dei consumi.
Quotazioni spot (/MWh)
Quotazioni futures (/MWh)
/MWh /MWh 35 35
Apr 12 28,84 24,81 24,82 24,85
Mag 12 28,25 24,00 24,08 -
Giu 12 24,10 24,60 23,16
Lug 12 23,97 23,60
-0,6% +4,2% +4,0% +4,0%
+14,9% +8,8% +10,6% +12,8%
28,60 24,20 24,11 Zeebrugge Zeebrugge
26,55 27,16 27,23
5 5 apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set apr gen 2010 mag giu lug ago set ott nov dic 2011 feb mar apr mag giu lug ago set 2010 2011
ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr ott nov dic 2012 feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic 2013 feb mar apr gen gen 2012 2013
Variazioni di minima entit rispetto ai valori di marzo si riscontrano anche sulle principali borse elettriche centroeuropee, dove i prezzi tendono a convergere sui 42/47 /MWh, segnalando invece riduzioni tendenziali di pi significativa intensit (-10/-19%). Diminuzioni congiunturali pi consistenti interessano per contro i listini mediterranei, sui quali le quotazioni scendono a 41,21 /MWh in Spagna, valore minimo dellultimo anno e mezzo (-13,4% su marzo, -9,3 sul 2011), e a 72,72 / MWh in Italia, dove tuttavia, a fronte di un calo di poco superiore al 3% rispetto al mese precedente, il dato mostra
un incremento sul 2011 che riflette la crescita del costo di generazione a gas (+11,6%). In prospettiva, landamento dei futures evidenzia fino a marzo 2013 una minima volatilit attorno agli 80 /MWh delle quotazioni mensili italiane, seguendo, invece, pi da vicino il tipico andamento stagionale della domanda in Europa centrale. In questultimo caso, le aspettative degli operatori indicano un marcato incremento dei prezzi a partire da ottobre, anticipato da una ripresa pi lieve prevista dal mese di agosto.
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 1 0 1 0M R O M E R O P2 5g N P a 2 0i N a 2 0 NEW ER dEl ME ME BRa 2 2 Nu E Nu 45 O 9 a i a g
Italia /MWh 90 80 70 60 50 40 30 20 10 apr mag giu lug ago set 2010 ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set 2011 ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set 2012
Apr 12 72,72 44,92 43,57 47,38 42,45 41,21 46,73 31,71
Diff M-1(%) -3,4% +0,6% +5,9% -12,2% +1,6% -13,4% +0,6% +8,6%
Diff M-12(%) +11,6% -10,4% -15,5% -11,5% -19,2% -9,3% -6,1% -41,1%
Mag 12 76,00 44,00 43,58 49,50 44,29 26,80
Giu 12 75,75 38,30 39,85 55,10 43,34 28,66
Lug 12 79,25 38,00 41,39 56,96 44,16 27,78
Calendar 74,95 51,00 50,50 51,00 39,20
73,98 49,83 41,31 45,70 45,82 25,60
nov dic gen feb mar apr 2013
Relativamente alle quantit scambiate, Epex, lexchange di riferimento per larea franco-tedesca, si conferma anche nel mese di aprile la borsa pi capiente (26,1 TWh), davanti a NordPool (22,8 TWh), i cui volumi risultano peraltro in modesto
recupero su base tendenziale (+2,8%). Seguono, nel ranking delle borse, i listini mediterranei con contrattazioni che si attestano sui 14-15 TWh.
TWh IPEX - Italia EPEX - Germania NORDPOOL - Area scandinava
Volumi spot (TWh) Area Italia Francia Germania Svizzera Austria Spagna Regno Unito Area scandinava Apr 12 13,9 4,9 21,2 1,3 0,9 14,8 1,5 22,8
Diff M-12(%) -0,5% +4,2% +16,1% +22,4% +39,7% +5,5% -15,0% +2,8%
TWh 35 30 25 20 15 10 5 0
mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar 2010 2011 apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb 2012 apr mar 2010 2011 2012
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 1 0 1 0M R O M E R O P2 5g N P a 2 1i N a 2 1 NEW ER dEl ME ME BRa 2 2 Nu E Nu 45 O 9 a i a g
Nel mese di aprile 2012, sul Mercato dei Titoli di Efficienza
Energetica, sono stati scambiati 449.194 TEE, in aumento rispetto ai 279.017 TEE scambiati a marzo. Dei 449.194 TEE sono stati scambiati 171.398 TEE di Tipo I, 134.793 TEE di Tipo II e 143.003 TEE di Tipo III. La tendenza positiva dei prezzi nel primo trimestre 2012 vede una battuta di arresto nel mese di aprile, con una diminuzione del 3,63 % per la Tipologia I, del 2,48 % per la Tipologia II e 4,60% per la Tipologia III. TEE, risultati del mercato del GME - aprile 2012
Nello specifico, i titoli di tipo I sono stati scambiati ad una media di 101,81 (rispetto a 105,64 di marzo), i titoli di tipo II ad una media di 102,37 (rispetto a 104,98 del mese scorso) e i titoli di tipo III ad una media di 101,39 (rispetto a 106,28 del mese precedente). I titoli emessi dallinizio dellanno sono pari a 2.577.099 (1.045.448 di tipo I, 906.099 di tipo II e 625.552 di tipo III). Dallinizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a 14.013.151. Fonte: GME
Tipo I Tipo II 134.793 13.799.262,17 100,40 104,30 102,37 Tipo III 143.003 14.498.991,98 8,00 104,00 101,39
Volumi TEE scambiati (n. TEE) Controvalore () Prezzo minimo (/TEE) Prezzo massimo (/TEE) Prezzo medio ponderato (/TEE)
171.398 17.449.544,07 100,30 104,20 101,81
TEE, titoli scambiati al 30 aprile 2012
Mercato: 1.136.964 Bilaterali: 1.812.723
N.TEE 1200000 1100000 1000000 900000 800000 700000 600000 500000 400000 300000 200000 100000 0 428.088
723.142 645.696 443.885 385.498 323.378
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 2 2i N a 2 2 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine aprile 2012 (dato cumulato)
8.687.626 Totale: 14.013.151
3.640.855
2.500.000 1.684.670 1.000.000 TIPO I TIPO II TIPO III
TEE, prezzi dei titoli per tipologia (al 30 aprile 2012). Media ponderata (/tep)
Prezzo Massimo 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 8,00 TIPO I TIPO II TIPO III 107,00 102,58 93,00 107,00 102,87 94,50 107,00 102,44 Prezzo Medio Prezzo Minimo
TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 2010 ad aprile 2012)
/tep 120,00 110,00
Tipo III TipoTipoII III Tipo III Tipo III
Tipo Tipo II I
/tep 120,00 110,00 100,00 90,00 80,00 70,00 60,00
/tep 120,00 110,00 100,00
90,00 80,00 70,0090,00 60,00
12-ott-10
03-mag-11
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 2 3i N a 2 3 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 1 0 0 1 0 0 1 0 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 2 1 2 1 1 2 1 1 2 1 2 1 2
05-lug.11
14-giu-11
01-lug-10
8-giu-10
Nel corso del mese di aprile 2012 sono stati scambiati 831.883 titoli delle varie tipologie attraverso contratti bilaterali. La media dei prezzi dei TEE scambiati attraverso i bilaterali, nel corso del mese di aprile 2012, stata pari a 77,88 , miTEE scambiati per classi di prezzo aprile 2012
400.000 359.487 350.000 300.000
quantit TEE
nore di 24,76 rispetto alla media registrata sul mercato organizzato di 102,64 . Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi per ciascuna classe di prezzo: Fonte: GME
250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 2.348 0,00 [30,40) 4.324 [60,70) [70,80)
classi di prezzo /tep
211.220 161.976
62.608 29.920
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 2 4i N a 2 4 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Sul Mercato dei Certificati Verdi nel mese di aprile 2012 sono
stati scambiati 122.419 CV, in diminuzione rispetto ai 426.007 CV negoziati nel mese di marzo. La concentrazione degli scambi ha visto il prevalere dei CV (1) con anno di riferimento 2012 con un numero di certificati pari a 66.937 (5.551 CV_2012 a marzo) e dei CV con anno di riferimento 2011 con un volume pari a 53.662 (412.906 CV_2011 il mese scorso). Seguono, infine, i CV con anno di riferimento 2010_TRL con una quantit pari a 1.820 (3.649 CV_2010_TRL il mese scorso). Con riferimento allandamento dei prezzi, la tendenza iniziata nel mese di marzo si conferma in ribasso. I CV_10_TRL registrano
infatti, una diminuzione dei prezzi pari a 6,72 /MWh rispetto a marzo, con un prezzo medio pari a 73,74 /MWh, mentre per i CV_2011 il prezzo medio registrato stato pari a 78,06 con una diminuzione pari a 3,12 /MWh. Unica eccezione, risultato laumento di 1,63 /MWh dei CV_2012 con un prezzo medio pari a 73,54. (1) Da febbraio 2008, in applicazione della Legge Finanziaria 2008, stata modificata la taglia dei Certificati Verdi (CV), che passata da 50 MWh ad 1 MWh.
CV, risultati del mercato GME Aprile 2012
Anno di riferimento 2010_TRL Volumi CV scambiati (n. CV) Valore totale () Prezzo minimo (/CV) Prezzo massimo (/CV) Prezzo medio (/CV) 1.820 134.211,90 73,30 74,90 73,74 2011 53.662 4.188.817,07 75,00 79,35 78,06 2012 66.937 4.922.495,66 72,50 76,00 73,54
1.200.000 1.000.000 800.000 600.000 400.000 200.000 6.139 0
2009 2010 2010_TRL 2011 2012
Fonte: GME Totale CV: 1.085.566
N E W sN E W T E R Td E l g M E M E B B R a i1O 2 0 N 0 M EN u M 4 9 O P a g i N a g i5N a 2 5 lETslE TER dEl g f 2 0 2 1 u R O E R 2 5 Pa 2
CV, controvalore delle transazioni (sessioni dal 1 gennaio 2012). Milioni di
Milioni di 200,00 180,00 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00 0,51 2009 0,74 2010 1,88 2010_TRL 2011 5,32 2012 Tipologia 78,88
CV, prezzi dei certificati per anno di riferimento (sessioni dal 1 gennaio 2012). Media ponderata (/MWh) Fonte: GME
Prezzo Massimo Prezzo Medio Prezzo Minimo
/MWh 95,00 90,00 85,00 80,00 75,00 70,00 65,00 2009
89,00 86,50 85,89 83,60 81,00 81,25 81,52 83,00 80,91 75,00 76,00 73,41 70,10
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 2 6i N a 2 6 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Nel corso del mese di aprile 2012 sono stati scambiati, attraverso contratti bilaterali, 1.886.668 CV delle varie tipologie. Nel grafico sottostante vengono evidenziate i volumi per ciascuna classe di prezzo:
CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo aprile 2012
949.726 863.647
quantit CV
43.332 0,00 [0,10) [10,20) [20,30) [30,40) [40,50) [50,60)
4.231 [60,70) [70,80) [80,90)
25.732 100+
prezzo CV (/MWh)
La media dei prezzi dei CV scambiati attraverso i bilaterali, nel corso del mese di aprile, stata pari a 76,61 /MWh,
minore di 3,84 /MWh rispetto alla media registra sul mercato organizzato (80,45 /MWh).
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 2 7i N a 2 7 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Mercato europeo delle unit di emissione
Nel mese di aprile sono state scambiate sulle piattaforme europee 580,3 milioni di EUAs, in diminuzione del 17,63% rispetto al mese precedente (704,5 milioni di EUA a marzo fonte Point Carbon). Si registrano prezzi stabili (intorno ai 7,00 /tonn) e attesa per le nuove procedure di accesso al Registro unico europeo delle Unit di emissione, il cui avvio stato stabilito per il 20 giugno. La Commissione UE ha comunicato, infatti, che a partire dal 14 maggio i conti nei Registri nazionali e quello nel Registro unico saranno bloccati e non sar, pertanto, consentito modificare lanagrafica. Successivamente, dal 3 giugno, i Registri nazionali e il Registro unico saranno sospesi e i titolari dei conti non saranno in grado di accedere ai conti e alle quote detenute. Il 20 giugno il Registro unico europeo sar completamente attivato. Gli utenti dei Registri nazionali saranno in grado di utilizzare il Registro unico, non appena riceveranno le nuove credenziali di autenticazione dal proprio amministratore nazionale.
I titolari dei conti, per accedere ai conti trasferiti nel Registro unico, dovranno presentare una ulteriore documentazione, relativa allanagrafica richiesta dalla Commissione, e rispettare nuove funzioni di sicurezza. I titolari dei conti non saranno in grado di trasferire le quote fino a quando tutti i requisiti non saranno stati acquisiti. Il Registro unico non conterr per il momento, tutte le funzionalit necessarie per la Fase 3 dellEmissione trading system, limplementazione delle quali in fase di sviluppo. Il calendario relativo alle nuove funzionalit previste per la Fase 3, sar comunicato entro il 15 luglio. In riferimento alla rilevazione dei prezzi settimanali di aprile, sul mercato a pronti gestito da Bluenext, i valori, in aumento, sono stati pari a 6,93 /tonn al 30 marzo e, successivamente ad una discesa durante la settimana successiva (6,67 /tonn) hanno mostrato segni di ripresa e una tendenza al rialzo a fine mese, con un prezzo registrato, pari a 7,24 /tonn. Landamento dei prezzi spot di Bluenext aggiornato evidenziato nel grafico sottostante.
/tonn
6 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
settimane 2011 - aprile 2012
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 2 8i N a 2 8 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Anche nei mercati a termine delle Unit di Emissione landamento dei prezzi, a parte una flessione durante la prima parte del mese, risulta oscillare intorno ai 7,00 /tonn. In particolare, in relazione allandamento dei prezzi del contratto di riferimento, con consegna Dicembre 2012 (ICE ECX), si registra un range di variazione del settlement price fra 6,21 / tonn e 7,60 /tonn (tra 9,05 /tonn a 6,85 /tonn nel mese di aprile). Il grafico sottostante rappresenta landamento medio settimanale delle EUAs con scadenza 2012 sui tre maggiori mercati europei.
/tCO2 14 13 12 11 10 9 8 7 6 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 NordPool EEX
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 2 9i N a 2 9 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Evoluzione storica del parco impianti fotovoltaici in BT Nei primi mesi del 2012 si assistito ad un forte rallentamento delle nuove installazioni di impianti solari fotovoltaici (FV) in Italia. Tale trend riguarda sia le installazioni di grande taglia sia i piccoli impianti connessi alla rete in bassa tensione (BT) per taglie inferiori a 100 kW2 (Figura 1).
Figura 1. Nuova potenza FV installata per taglia dell'impianto
gen-10 feb-10 mar-10 apr-10 mag-10 giu-10 lug-10 ago-10 set-10 ott-10 nov-10 dic-10 gen-11 feb-11 mar-11 apr-11 mag-11 giu-11 lug-11 ago-11 set-11 ott-11 nov-11 dic-11 gen-12 feb-12 mar-12 apr-12
Fonte: elaborazione REF-E su dati GSE
Sulla base dei dati storici forniti dal GSE, per il periodo gennaio-aprile 2012, gli impianti in BT sono cresciuti mediamente di 41.4 MW/mese, con una riduzione del 79% rispetto al 2011. Le motivazioni sono molteplici. In primo luogo, il legislatore, tra il 2011 ed il 2012, ha fortemente ridotto il livello delle tariffe3 introducendo un sistema di incentivi decrescenti, di fatto avvicinandoli al reale costo della tecnologia (Tabella 1).
Nei primi mesi del 2012 pertanto la redditivit degli impianti fotovoltaici risulta molto pi contenuta rispetto ad impianti entrati in esercizio nel periodo immediatamente precedente. Daltro canto la norma Salva-Alcoa4 ha amplificato gli allacciamenti alla rete durante il primo semestre 2011, estendendo a quel periodo la possibilit di accedere agli incentivi pi generosi previsti dal Secondo Conto Energia (Tabella 2).
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 3 0i N a 3 0 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Tabella 1. Tariffa prevista per gli impianti che entrano in esercizio durante il primo quadrimestre dell'anno (/kWh)
2011 Terzo Conto Energia 0,402 0,377 0,358 0,355 0,351 0,333 0,362 0,339 0,321 0,314 0,313 0,297 2012 Quarto Conto Energia 0,274 0,247 0,233 0,224 0,182 0,171 0,24 0,219 0,206 0,172 0,156 0,148
variazione -32% -34% -35% -37% -48% -49% -34% -35% -36% -45% -50% -50%
FV su edifici da 1 kW a 3 kW oltre 3 kw fino a 20 kW oltre 20 kw fino a 200 kW oltre 200 kw fino a 1000 kW oltre 1000 kw fino a 5000 kW oltre 5000 kW altri FV da 1 kW a 3 kW oltre 3 kw fino a 20 kW oltre 20 kw fino a 200 kW oltre 200 kw fino a 1000 kW oltre 1000 kw fino a 5000 kW oltre 5000 kW Fonte: elaborazione REF-E su dati Autorit
Tabella 2. Tariffa prevista dal Secondo Conto Energia (/kWh)
2010 da 1 kW a 3 kW non integrato parzialmente integrato integrato oltre 3 kW fino a 20 kW non integrato parzialmente integrato integrato oltre 20 kW non integrato parzialmente integrato integrato Fonte: elaborazione REF-E su dati Autorit 0,384 0,423 0,471 0,365 0,403 0,442 0,346 0,384 0,423
Oltre alle modifiche nei sistemi d'incentivazione, i dati relativi al primo quadrimestre 2012 scontano condizioni economiche negative che hanno frenato gli investimenti di famiglie e imprese. Laumento dei nuovi ingressi in BT nel mese di aprile (30 MW in pi rispetto alla media del primo trimestre
dellanno) invece legato alla stagionalit, riscontrata anche nel 2010 e 2011, che vede una naturale accelerazione degli investimenti allavvicinarsi dei mesi pi caldi. Per i primi mesi del 2012 possibile imputare un qualche ritardo nelle installazioni determinato dalle condizioni climatiche avverse.
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 3 1i N a 3 1 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Previsione per il resto del 2012 Per i mesi di maggio e giugno 2012 ci si attende un nuovo incremento degli ingressi. Il sistema d'incentivazione attuale (Quarto Conto Energia)prevede infatti un'ulteriore riduzione delle tariffe incentivanti a partire dal 1 luglio 2012. Inoltre, ad accelerare tale tendenza interviene la possibilit di introduzione di un nuovo sistema d'incentivazione (definito Quinto Conto Energia)5 con tariffe inferiori e modalit di accesso pi restrittive. La corsa allallacciamento alla rete dei nuovi impianti allapprossimarsi delle scadenze normative gi stata riscontrata negli anni passati. Per il 2012, inoltre, per gli impianti di piccola taglia, la spinta agli investimenti sar fornita anche dai premi concessi ad alcune categorie di impianti, in particolare quelli realizzati in sostituzione di coperture di amianto, che saranno eliminati con lavvio del Quinto Conto Energia. La nuova potenza installata in BT nel periodo maggiogiugno 2012 prevista pari a 225 MW. A fine giugno 2012 la previsione complessiva REF-E di impianti installati in BT di 3690 MW. Per il secondo semestre 2012 si prevede un trend di installazione di nuovi impianti in BT di 64 MW/mese da luglio a settembre e unaccelerazione dei nuovi ingressi negli ultimi mesi dellanno, in seguito allavvicinarsi di un ulteriore taglio delle tariffe del Quarto Conto Energia (previsto dal 1 gennaio 2013) e dellavvio del Quinto Conto Energia6. Sulla base delle previsioni di costo di incentivazione del fotovoltaico di REF-E, non sembra infatti scattare il passaggio dal Quarto al Quinto Conto Energia prima dellinizio del prossimo anno e, in considerazione delle tariffe previste dal Quarto Conto Energia per gli impianti che entrano in esercizio durante il secondo semestre 2012, linvestimento in impianti fotovoltaici di piccola taglia rimane profittevole7. Nonostante la ripresa non si prevede il ritorno sui trend di crescita che hanno caratterizzato il 2011: il mercato sar comunque fortemente influenzato dallandamento della congiuntura economica, che colpisce il settore domestico, che rappresenta circa un quarto della capacit installata in BT, cos come le piccole imprese che, col perdurare della crisi economica, scontano notevoli difficolt di accesso al credito. A fine 2012 la previsione REF-E di impianti installati in BT quindi di 4140 MW (840 MW in pi rispetto alla fine del 2011), pari al 28% dellinstallato FV totale (14550 MW). La Figura 2 illustra i dati storici e le previsioni mensili REF-E di nuova capacit fotovoltaica in BT allacciata alla rete nel corso del 2012. In sintesi, a fine 2012 il parco degli impianti FV connessi in BT, pari a 4140 MW, potrebbe essere cos composto: 3400 MW entrati in esercizio entro fine marzo 2012 (82% del totale connesso in BT) 289 MW entrati in esercizio nel corso dei mesi di aprile, maggio e giugno 2012 (7% del totale connesso in BT) 450 MW entrati in esercizio da luglio a dicembre 2012 (11% del totale connesso in BT).
Figura 2. Nuova potenza FV installata Nuova potenza FV installata in BT nel corso del 2012* Figura 2. in BT nel corso del 2012*
gen-12 feb-12 mag-12 set-12 ott-12 mar-12 nov-12 ago-12 giu-12 apr-12 lug-12 dic-12
* dati storici fino ad aprile * dati storici fino ad aprile Fonte: elaborazione REF-E su dati GSE e previsioni REF-E REF-E Fonte: elaborazione REF-E su dati GSE e previsioni
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 3 2i N a 3 2 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Impatto sulla rete Secondo le recenti disposizioni dellAEEG (delibera 84/2012/R/ EEL) gli impianti in BT che entrano nel periodo aprile-giugno 2012 (289 MW) sono tenuti ad adeguare i propri inverter, al fine di garantire il funzionamento allinterno dellintervallo di frequenza 49 - 51 Hz, come da art. 4.1 comma d) della delibera 84/2012/R/EEL, mentre gli impianti che entreranno nel periodo luglio-dicembre 2012 (450 MW) dovranno adeguarsi alle condizioni maggiormente restrittive previste allart. 4.1 comma e). Nessun obbligo di adeguamento invece richiesto agli impianti entrati in esercizio entro il 31 marzo 2012 (3400 MW). Per quanto riguarda il parco connesso in media tensione (MT), lAEEG, oltre a fissare le condizioni tecniche che devono essere rispettate dagli impianti che entreranno in funzione dopo il 31 marzo 2012 (circa 790 MW quelli in ingresso entro la fine dellanno, secondo le previsioni REF-E), introduce lobbligo di retrofit degli inverter per gli impianti allacciati alla rete nel periodo precedente (oltre 9000 MW), da effettuarsi entro il 31 marzo 20138 . Nel caso lintervento di adeguamento sia realizzato entro il 30 giugno 2012, previsto un premio di 2000 5000 (differenziato a seconda della data di entrata in esercizio dellimpianto); tale premio si riduce progressivamente se lintervento effettuato nel periodo luglio ottobre 2012 (80% del premio a luglio, 60% ad agosto, 40% a settembre e 20% a ottobre) e si azzera con riferimento al periodo successivo. I problemi maggiori sono attesi nei mesi estivi, e in particolare in agosto, quando lalta producibilit degli impianti fotovoltaici, associata a una bassa domanda di rete, rende il sistema pi esposto a problemi di sicurezza. L'anno scorso nel mese di agosto gli impianti fotovoltaici installati (sia in BT sia in MT) risultavano pari a 11146 MW, dotati di inverter che garantivano il funzionamento degli impianti entro il range di frequenza 49.5 50.5 Hz. A fine agosto 2012 gli impianti in BT che rispetteranno lart. 4.1 comma e) della delibera, entrati in esercizio nei mesi di luglio e agosto 2012, sono previsti da REF-E pari a 129 MW, pari al 3% dellinstallato in BT e allo 0.9% dellinstallato fotovoltaico totale in Italia. Nonostante il recente intervento dellAEEG, durante il periodi di maggiore criticit esisteranno quindi diversi impianti non tecnologicamente adeguati ai nuovi standard di sicurezza: la quota degli oltre 9000 MW di impianti connessi in MT che non abbiano beneficiato entro lestate dellopportunit di premio introdotto dalla delibera 84/2012/R/EEL; i 3400 MW di impianti connessi in BT per i quali non previsto alcun intervento di retrofit. Limportanza della delibera dellAutorit 84/2012/R/EEL per la gestione dellemergenza consiste nellintroduzione del meccanismo di premio che, grazie allincentivo decrescente nel tempo, sembra garantire una buona sostituzione degli inverter degli impianti in MT entro il periodo estivo. Lintroduzione di nuovi standard tecnici appare invece di minor impatto, dal momento che: per gli impianti installati entro il 31 marzo 2012, previsto un adeguamento agli standard entro marzo 2013 nel caso degli impianti connessi in MT e nessun obbligo di adeguamento per gli impianti connessi in BT; per gli impianti installati successivamente, previsto un adeguamento parziale nel caso di entrata in esercizio nel periodo aprile-giugno e un adeguamento completo nel caso di entrata in esercizio a partire da luglio. Tali misure, nello specifico dellestate 2012, considerato il forte rallentamento del mercato fotovoltaico in Italia, risultano secondarie rispetto alladeguamento del parco esistente.
1 Dettati dalle policy ENTSO-E. 2 Al fine della presente nota vengono considerati allacciati in BT tutti gli impianti fotovoltaici di potenza inferiore o uguale a 100 kW, come riportati nel registro del Gestore dei Servizi Energetici (GSE). Si tratta di una potenza installata di 3.4 GW in linea con il dato di oltre 3 GW di potenza FV in BT indicato dallAutorit per lEnergia Elettrica e il Gas (Autorit) nella delibera 84/2012/R/EEL per inizio marzo.. 3 Si tratta di tariffe premio per lenergia prodotta previste nellambito delle diverse edizioni del Conto Energia per il Fotovoltaico. 4 Legge 13 agosto 2010, n. 129, che prevede la possibilit di accedere alle tariffe del Secondo Conto Energia Fotovoltaico, previste per gli impianti entrati in esercizio nel corso del 2010, anche nel caso di impianti che abbiano comunicato la conclusione dei lavori al GSE entro il 31 dicembre 2010 e che si allaccino alla rete entro il 30 giugno 2011. 5 Il decreto ministeriale che regola il Quinto Conto Energia, attualmente sottoposto al parere della Conferenza Stato-Regioni e dellAutorit, prevede che il Quinto Conto Energia prenda il via 30 giorni dopo la pubblicazione della delibera dellAutorit che verifica il superamento della soglia di 6 miliardi di costo cumulato annuo di incentivazione della generazione fotovoltaica. Sulla base delle previsioni REF-E, la soglia di costo sar raggiunta a dicembre 2012 e quindi il Quinto Conto Energia non scatter prima dellinizio del 2013. 6 Si veda nota 4. 7 Ad esempio, nel caso di un impianto di 3 kW in regime di scambio sul posto lIRR post tasse rimane superiore all8% in tutte le aree del paese. 8 Lobbligo di retrofit riguarda gli impianti connessi in MT con potenza superiore a 50 kW; ai fini della presente nota, tuttavia, sono considerati connessi in BT tutti gli impianti di taglia inferiore o uguale a 100 kW.
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 3 3i N a 3 3 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Novit normative di settore
Delibera 12 aprile 2012 139/2012/R/efr Determinazione dei crediti spettanti, per lanno 2011, ai gestori degli impianti o parti di impianto riconosciuti come nuovi entranti fino al 2010 che non hanno ricevuto quote di emissione di CO2 a titolo gratuitopubblicata il 13 aprile 2012Download http://www.autorita.energia.it/it/docs/12/139-12.htm Nellambito della regolazione dellEmission Trading Scheme (ETS), con il provvedimento in oggetto lAutorit, applicando i criteri indicati nella precedente deliberazione ARG/elt 117/10, determina il valore dei crediti spettanti per lanno 2011 per gli impianti o parti di impianto, riconosciuti come nuovi entranti fino al 2010, ai sensi dellarticolo 3, comma 1, lettera m), del decreto legislativo 216/06. Tali crediti, assegnati al singolo impianto secondo il dettaglio riportato nellAllegato A alla delibera in commento, sono stati determinati sulla base dei dati di riferimento gi trasmessi dal Comitato nazionale per la gestione della direttiva 2003/87/CE e per il supporto nella gestione delle attivit di progetto del protocollo di Kyoto (nel seguito: Comitato). LAEEG, con la delibera de qua, rende, inoltre, noto che, fermo restando in ogni caso lapplicazione dei criteri di cui alla deliberazione ARG/elt 117/10, con successivo proprio provvedimento, verranno invece determinati i crediti spettanti, per lanno 2011, per gli impianti o parti di impianto riconosciuti come nuovi entranti, per i quali allo stato non risultano ancora disponibili i necessari dati di riferimento in mancanza delle relative comunicazioni, da parte del Comitato, inerenti lelenco completo dei nuovi entranti nellanno 2011, nonch delle singole quantit di quote di emissione ad essi spettanti. Determina AEEG DMEG/FPA/1/2012Quantificazione, ai sensi della deliberazione dellAutorit per lenergia elettrica e il gas 11 giugno 2008, ARG/elt 77/08, del valore, espresso in euro/t, riconosciuto per quota di emissione nellanno 2011pubblicata il 16 aprile 2012Download http://www.autorita.energia.it/it/docs/12/120413dmeg.htm Con la deliberazione ARG/elt n.77 del 11 giugno 2008, lAutorit ha definito i criteri per il riconoscimento - ai sensi del titolo II, punto 7bis, del provvedimento Cip n. 6/92 - dei maggiori oneri derivanti dallapplicazione della direttiva 2003/87/CE, limitatamente allenergia elettrica ceduta al GSE S.p.A. da parte degli impianti produttivi in regime di convenzione di cessione destinata Cip n. 6/92. In particolare, lArt. 5 della richiamata deliberazione ha definito due valori di riferimento, denominati PFLEX e PEUA, espressi in euro/t, al fine del calcolo del valore da riconoscere agli impianti convenzionati Cip n. 6/92, per ogni quota di emissione dai medesimi corrisposta nel secondo periodo di applicazione dellETS (2008-2012). Con il provvedimento in oggetto, lAEEG, in applicazione di quanto stabilito ai sensi della citata deliberazione ARG/elt 77/08, quantifica e determina che, per lanno 2011: a) il valore del termine PFLEX pari a 9,98 /t; b) il valore del termine PEUA pari a 12,78 /t. Il dettaglio relativo al processo di calcolo di tali termini - nel rispetto di quanto indicato, per lanno di competenza 2011, dal punto 1 della precedente deliberazione AEEG ARG/elt n. 184/10 - integralmente riportato dal Regolatore nellAllegato A al provvedimento in oggetto. Comunicato agli operatori del Gestore dei Mercati Energetici S.p.A.Modifica DTF n. 03 rev1 MTEE e n. 05 rev27 MTEEpubblicato il 30 aprile 2012Download http://www.mercatoelettrico.org/It/homepage/popup. aspx?id=109 Con il comunicato in oggetto il GME rende noto che, in data 30 aprile u.s., sono state pubblicate sul proprio sito internet la Disposizione tecnica di funzionamento n. 05 rev27 MTEE, che sostituisce la precedente Disposizione tecnica di funzionamento n. 05 rev26 MTEE, e la Disposizione tecnica di funzionamento n. 03 rev01 MTEE, che sostituisce la precedente Disposizione tecnica di funzionamento n. 03 MTEE. Con la pubblicazione delle versioni aggiornate delle DTF richiamate, su richiesta dell'AEEG, il GME ha incrementato il numero di sessioni del mercato dei Titoli di Efficienza Energetica per il mese di maggio 2012, al fine di offrire agli operatori pi occasioni di scambio dei TEE in vista della scadenza per l'adempimento dell'obbligo 2011 (31 maggio 2012). Le sessioni del mercato dei Titoli di Efficienza Energetica per il mese di maggio 2012 si terranno, quindi, nei giorni: 2, 8, 10, 15, 17, 22, 24, 29, 31. Inoltre, il GME comunica che per consentire il trasferimento dei TEE negoziati sul mercato in tempo utile tra una sessione e l'altra, relativamente alle sessioni che vanno dall'8 maggio al 31 maggio comprese, il relativo prezzo convenzionale sar fissato pari a 130 /TEE. Ci in ragione del fatto che il deposito degli operatori deve coprire interamente il controvalore delle transazioni e che il prezzo dei TEE nelle sessioni del 2012 si mantenuto quasi costantemente sopra i 100 a titolo, arrivando a toccare quasi i 107 nel corso di marzo u.s.. Nel definire il valore del prezzo convenzionale , infatti, necessario mantenere un margine di sicurezza del 25% circa rispetto al prezzo di mercato, affinch si possa garantire la totale copertura degli acquisti, soprattutto in una situazione di mercato ad oggi caratterizzata da un eccesso di domanda e rischio di prezzi crescenti allapprossimarsi della scadenza
N E W s lNETWs l E T T E Rg d E l g fMEB 2 0 1i 2 0Nu MER O M E ROP a 5giNa a3g4i N a 3 4 NEEW E R Ed E l R M E l gME E B R a 1 O N1 u ME N u 4 9 P2 g iN P 34 Tsl TTE d 20 1 2 0 RO 43 a a
Novit normative di settore (continua)
dellobbligo.Il GME, d'intesa con l'AEEG, si riserva tuttavia la facolt di modificare tale prezzo nel corso del mese di maggio qualora i livelli dei prezzi di mercato dovessero crescere e ridurre detto margine di sicurezza al di sotto del 20%. Eventuali ulteriori modifiche saranno in ogni caso preventivamente concordate con lAEEG e tempestivamente comunicate agli operatori da parte del GME. ed ha contestualmente trasmesso una proposta di piano di realizzazione della capacit predisposto dalla societ controllata Stogit S.p.A. (di seguito: Piano Eni). Tale proposta stata accettata dal MiSE con il DM 31 gennaio 2011, previo parere favorevole dellAutorit, espresso con la deliberazione PAS 34/10 del 15 dicembre 2010. Successivamente, in data 31 agosto 2011, la societ Eni S.p.A. ha trasmesso al MiSE una proposta di aggiornamento del Piano Eni e con nota 25 novembre 2011, lo stesso Ministero ha richiesto al Regolatore di esprimere il proprio parere in merito alla proposta di aggiornamento del piano, ai fini dellaccettazione ai sensi dellarticolo 5, comma 4, del decreto legislativo n. 130/10. Sulla base della documentazione trasmessa dal Ministero con nota 25 novembre 2011, come successivamente integrata con la comunicazione Stogit S.p.A. del 27 dicembre 2011, la proposta di aggiornamento del Piano Eni prevede: - una rimodulazione delle tempistiche di realizzazione dei progetti compresi nel piano, tale da configurare una sostanziale conferma della capacit di spazio oggetto del piano medesimo, nonch della punta di erogazione giornaliera a regime ed un, seppur limitato, anticipo nella messa a disposizione di parte della capacit di spazio; - una rimodulazione della capacit di spazio complessivamente realizzata nellambito del piano, tale da confermare la realizzazione della capacit di stoccaggio prevista dal decreto legislativo n. 130/10. Premesso quanto sopra, con il presente provvedimento lAEEG esprime parere favorevole allaggiornamento del piano di sviluppo per la realizzazione di nuova capacit di stoccaggio presentato dalla societ Eni S.p.A., in applicazione ed ai sensi delle disposizioni di cui al D.lgs n. 130/10.
Parere 26 gennaio 2012 12/2012/I/gas Parere dellAutorit per l'energia elettrica e il gas al Ministro dello Sviluppo Economico, ai sensi dellarticolo 5, comma 4, del decreto legislativo 13 agosto 2010, n. 130pubblicato il 5 aprile 2012Download http://www.autorita.energia.it/it/docs/12/012-12.htm Il Decreto legislativo n. 130/10 ha introdotto nellordinamento nazionale, ai sensi dell'articolo 30, commi 6 e 7, della legge 23 luglio 2009, n. 99, misure finalizzate a rendere il mercato del gas naturale maggiormente concorrenziale anche attraverso limplementazione di nuova capacit di stoccaggio, prevedendo allart. 5, comma 3, che i soggetti che aderiscono alle misure per la realizzazione di nuova capacit di stoccaggio definiscano un apposito piano di sviluppo - predisposto secondo le disposizioni di cui al medesimo art. 5 - nonch che il piano stesso, ed i relativi aggiornamenti, siano sottoposti ad accettazione da parte del MiSE, sentita lAEEG. In data 1 settembre 2010 la societ Eni S.p.A. ha comunicato la propria adesione alle misure per la realizzazione di nuova capacit di stoccaggio previste ai sensi del D.lgs n.130/10
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 3 5i N a 3 5 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Forum P.A. Roma, Italia Organizzatore: Forum PA iniziative www.iniziative.forumpa.it
Forum Gas Roma, Italia Organizzatore: Business International www.businessinternational.it
Pala energia Roma, Italia Organizzatore: Anev www.anev.it
1718 maggio 5th Annual Crude Oil Markets Londra, Regno Unito Organizzatore: Platts www.crudeoilmarkets.platts.com 17 maggio Smart Grids: verso una nuova regolazione del dispacciamento Roma, Italia Organizzatore: Universit Cattolica del Sacro Cuore http://www.leone-torrani.it 18-25 maggio International Conference on Environment and Electrical Engineering Venezia, Italia Organizzatore: EEEIC Main Secretariat www.eeeic.eu 21 maggio Il consumatore nel mercato europeo dellenergia Roma, Italia Organizzatore: Acquirente Unico, IERN www.acquirenteunico.it 21-25 maggio Fotovoltaico: installatori fotovoltaico certificati ICMQ Terni, Italia Organizzatore: ISES Italia e ICMQ www.isesitalia.it 23 maggio 2012 Le imprese e la riforma della distribuzione gas: le gare d'ambito e la valutazione degli impianti Milano, Italia Organizzatore: Gruppo Italia Energia www.gruppoitaliaenergia.it 23-24 maggio Terza Conferenza Nazionale sulle rinnovabili termiche Roma, Italia Organizzatore: Amici della terra, CoAer www.amicidellaterra.it 24 maggio Eolico e idroelettrico: opportunit di investimento e sviluppo per il nord Italia Torino, Italia Organizzatore: ISES Italia www.ises.org 25 maggio Attivazioni non richieste di somministrazione di energia Bologna, Italia Organizzatore: Nomisma Energia www.nomismaenergia.it 25-27 maggio Terra futura, sostenibilit ambientale, economica e sociale Firenze, Italia Organizzatore: Fondazione Culturale Responsabilit Etica www.terrafutura.info
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 3 6i N a 3 6 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
29 maggio Presentation of the Draft Framework Guidelines on Electricity Balancing Lubiana, Slovenia Organizzatore: ACER www.acer.europa.eu 30 maggio Politiche, mercato e produzione diffusa dellenergia. Benefici e criticit per i consumatori. Quali prospettive? Roma, Italia Organizzatore: Federconsumatori www.federconsumatori.it 4-5 giugno Annual Convention & conference Malta Organizzatore: Eurelectric www.eurelectric.org 2-17 giugno Giornata Mondiale del Vento Roma, Italia Organizzatore: ANEV www.anev.org 5-8 giugno Eolico di base: tecnica, normativa, ambiente ed esperienza sul campo Roma, Italia Organizzatore: ANEV-UIL www.aneva.org 12-14 giugno The 5th Energy Storage Forum Europe Roma, Italia Organizzatore: Dufresne www.energystorageforum.com 13-14 giugno Forum CIG 2012 Il Sistema Gas Italia Milano, Italia Organizzatore: CIG Comitato Italiano Gas www.forumcig.it 13-14 giugno 5th OPEC International Seminar 2012 Vienna, Austria Organizzatore: Informa www.opecseminar.org 16-23 giugno Parco del Vento Roma, Italia Organizzatore: Anev www.anev.it 18-22 giugno European Biomass Conference and Exhibition Milano, Italia Organizzatore: ETA-Florence Renewable Energies www.etaflorence.it 19-20 giugno 9th Renewable Energy Finance Forum New York City, Usa Organizzatore: Euromoney Energy Events www.reffwallstreet.com 19-20 giugno 5th Balkan Energy Finance Forum 2012 Belgrado, Serbia Organizzatore: E.E.L.Events ltd www.eelevents.co.uk 28 giugno Come comunicare la sostenibilit di impresa e gli investimenti ambientali Roma, Italia Organizzatore: Kyoto club www.kyotoclub.org
N E W s l E T Ts l E T T E Rg d E l g f E B 2 0 1i 2 0 1u M R O M E RO P2 5g N P a 3 7i N a 3 7 NEW ER dEl ME ME BRa O 2 N 0 E Nu 49 a i a g
Pubblicazione mensile in formato elettronico Iscrizione al Tribunale di Roma n. 456/07 del 28/09/07 Direttore Responsabile: Alessandro Talarico Proprietario ed Editore: Gestore dei Mercati Energetici S.p.A. Largo Tartini, 3/4 - 00198 Roma www.mercatoelettrico.org relazioni.istituzionali@mercatoelettrico.org Progetto a cura del GME, in collaborazione con GMC Giuseppe Marra Communications S.p.A. e Adnkronos Comunicazione S.p.A. ref. - Ricerche per l'economia e la finanza S.r.l. R.I.E. S.r.l. - Ricerche Industriali ed Energetiche
Tutti i dati e le informazioni forniti dal Gestore dei Mercati Energetici S.p.A (GME) (di seguito: Contenuto) sono di esclusiva propriet del GME stesso ovvero da questultimo detenuti in licenza e, in quanto tali, sono protetti dalle norme nazionali e dalle convenzioni internazionali in materia di propriet intellettuale e/o industriale. La riproduzione, modifica, pubblicazione, trasmissione in forma elettronica o con altri mezzi, copia, creazione di estratti, distribuzione, vendita, nonch la traduzione del Contenuto sono consentiti esclusivamente per uso personale, in nessun caso a fini commerciali, salvo consenso scritto da parte del GME. In ogni caso, lutilizzo del Contenuto deve essere effettuato menzionando la fonte Gestore dei Mercati Energetici S.p.A.. Il GME si riserva la facolt di modificare in qualsiasi momento ed a propria discrezione il Contenuto, senza obbligo di preavviso. I marchi Gestore Mercati Energetici, GME e PUN INDEX GME sono di propriet del GME. Il marchio GSE di propriet del Gestore dei Servizi Energetici GSE S.p.A.. Il marchio AU di propriet dellAcquirente Unico S.p.A.. Il marchio EuroPEX Association of European Power Exchanges di propriet di Europex. I marchi sopra elencati, al pari di tutti gli eventuali ulteriori marchi che dovessero essere presenti allinterno del Contenuto, appartengono ai rispettivi proprietari e non possono essere utilizzati senza il preventivo consenso scritto di questi ultimi. Il GME non pu essere ritenuto responsabile per fatti e/o danni che possano derivare allUtente e/o a terzi dallutilizzo del Contenuto, salvi i casi accertati di dolo o colpa grave, n pu garantire completezza, aggiornamento e totale correttezza del Contenuto stesso. Il GME non pu garantire la completezza e/o esattezza del Contenuto che provenga da fonti diverse dal GME, n evitare che il Contenuto proveniente da fonti ritenute attendibili possa in alcune circostanze risultare inesatto, incompleto o non aggiornato per problemi tecnici o cause esterne al controllo del GME.
N E W sN E W T E R Td E l g M E M E B B R a i1O 2 0 N 0 M EN u M 4 9 O P a g i N a g i8N a 3 8 lETslE TER dEl g f 2 0 2 1 u R O E R 2 5 Pa 3
Documenti simili a GME_maggio_2012
Altro di SGAL62SCRIBD
Caso Studio Iniziale - Marlowe