galassi_intervista quotidiano energia_pdf

Anno 11 numero 35 - chiuso alle ore 18:54 di martedì 24 febbraio 2015www.quotidianoenergia.it

Oggi in evidenza su

Idro, Governo contro Lombardia-Piemonte

pag. 5

Bisogna puntare su upstream e mercatiPresentato position paper dall’associazione E&P Iogp alla vigilia dell’annuncio della Commissione europea

pag. 11

unIOne enerGetIcA

Vertice straordinario? (pag. 11)

OPec

ecoinnovazione, ricerca Susdef-enea PAG. 2

Greggi, salgono Wti e Brent PAG. 4

Federambiente: tariffa elettrica da rivedere PAG. 5

Saras, nel 2014 diminuisce la perdita netta PAG. 9Gli indici energia (pag. 3)

consultazione GsecOntO enerGIA

Avanti con i rialziPrezzI cArBurAntI

cds su PowercropImPIAntO BIOmASSe

mercati al ribassoOLI VeGetALI

pag. 2 pag. 4 pag. 9 pag. 10

mOnItO dI GAzPrOm

ddL cOncOrrenzA

fuOrI dAL mASS mArket

rISerVA dI StABILItà etS

eLettrIcItà ue 2030

a pag. 7 e 12

a pag. 12

a pag. 11

a pag. 5

a pag. 11 a pag. 8

SucceSSO deL mArket cOuPLInG

mercato elettrico, l’Italia in europaLanciato oggi da Gme e Terna. Prezzi negativi: un rischio o un’opportunità? Analisi di Rse

Il sistema elettrico italiano è accoppiato da oggi con quel-lo di altri 18 Paesi europei. Grazie all’avvio stamattina del market coupling.

russia-ucraina, nuova crisi gasForniture a rischio se Naftogaz non pagherà

Ennesima guerra del gas tra Mosca e Kiev, innescata questa volta dalle “forniture umanitarie” inviate da Gazprom alle regioni ucraine di Donetsk e Lugansk controllate dai ribelli filorussi, che secondo la compagnia di Stato Naftogaz sarebbero state storna-te dai volumi destinati all’Ucraina.

“tutela, Italia esempio per ue”Efet: ma attenzione alle modalità di uscita

Efet accoglie con pieno fa-vore la norma del Ddl Concor-renza che prevede l’abban-dono del regime di maggior tutela dal 2018.

morosità: un peso rilevanteParla Galassi (Aet Italia)

“Rischio credito e morosità sono difficoltà presenti su tut-ti i segmenti, ma per chi opera nel mass market il problema è più frazionato e più facile da gestire perché le esposizioni sono numerose ma per im-porti più bassi”.

Strasburgo anticipa al 2018No a restituzione delle EUA del backloading

La commissione Ambiente del Parlamento europeo ha approvato oggi la proposta di decisione che istituisce la ri-serva di quote Ets finalizzata a stabilizzare il mercato del-la CO2. Gli europarlamentari hanno inoltre deciso di antici-pare al 31 dicembre 2018.

Si può integrare il 60% di ferLe conclusioni di uno studio Dnv, Nera e Icl

Integrare fino al 60% di ener-gia prodotta da rinnovabili nel sistema elettrico europeo en-tro il 2030 è possibile. A que-sto scopo sarà però necessa-ria un’estesa espansione delle reti di trasmissione e distribu-zione e della generazione con-venzionale di backup.

http://www.omc2015.it/

http://www.omc2015.it/

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www.quotidianoenergia.it 24 febbraio 2015

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AttuALItà

2

LA GIOrnAtA GAS

23 feBBrAIO 2015

rete nazionale: preconsuntivo del gas trasportato milioni di mc da 38,1 mJtotale immesso (di cui) 275,6Importazioni 165,4- mazara del Vallo 70,2- tarvisio 21,2- Passo Gries 0,0- Gela 14,6- Gorizia 40,2- Panigaglia 19,1- cavarzere 0,0- Livorno 0,0Produzione nazionale 18,8Stoccaggi (1) 91,4- Stogit 87,5- edison Stoccaggio 3,9

totale prelevato (di cui) 275,6riconsegne di terzi e consumi di sistema (di cui) 267,1- termoelettrico 62,0- Industriale 40,9- Impianti di distribuzione (2) 164,2reti di terzi e consumi di sistema (3) 8,5- esportazione Gorizia 0,5

Giornata termica: 05.59 - 06.00(1) Stoccaggi Stogit e edison Stoccaggi (“-”: immissioni; “+”: prelievi)(2) comprende prelievi civili e industriali da rete locale(3) comprende transiti, esportazioni e riconsegne rete SGI

Fonte: QE su dati Snam Rete Gas

teleriscaldamento: Iren a BelgradoAccordo di collaborazione con la capitale serba

Iren sbarca nel teleriscaldamento serbo.

Il presidente Francesco Profumo e il sindaco di Belgrado Sinisa Mali hanno sottoscritto ieri, alla presenza del sindaco di Torino Piero Fassino, una lettera d’in-tenti per l’avvio di una collaborazione che ha lo scopo di supportare la capitale ser-ba nello sviluppo in ambito energetico e nei servizi ambientali.

Il primo passo della collaborazione, sottolinea una nota, riguarderà l’affian-camento per l’ottimizzazione e lo svilup-po della rete di teleriscaldamento che attualmente serve circa 800.000 abitan-ti, ovvero metà dell’intera popolazione della città.

Iren è attiva nel teleriscaldamento con volumi per circa 80 milioni di m3 a Torino, Reggio Emilia, Parma, Piacenza e Genova.

Gli imprenditori puntano sull’ecoinnovazioneLa ricerca di Susdef ed Enea: dieci misure per la green economy

In Italia l’ecoinnovazione mostra dati positivi: nel 2012 il Paese era al quindice-simo posto tra i 28 Stati membri europei, mentre nel 2013 è salito al dodicesimo. Non solo, il 98% degli imprenditori italiani afferma che l’economia deve puntare sul risparmio e sull’uso sempre più efficiente dell’energia e delle risorse.

A rilevarlo è il “Rapporto sulla gre-en economy 2014”, presentato ieri da Fondazione per lo sviluppo sostenibile (Susdef) ed Enea, in cui si aggiunge: “In Europa il 26% delle Pmi già offre pro-dotti e servizi verdi e il 93% ha messo in campo almeno un’azione per essere più efficiente”.

La ricerca prende in esame “le impre-se della green economy” considerandole “la via maestra per uscire dalla crisi”. A tal proposito Edo Ronchi, presidente del-la Fondazione, spiega: “Le imprese della green economy chiedono di pesare di più nelle scelte economiche del Paese, perché la loro crescita può contribuire in modo decisivo a far uscire l’Italia dalla crisi”.

Gli fa eco Roberto Morabito, responsa-bile dell’unità tecnica Tecnologie ambien-tali dell’Enea: “Il passaggio a un nuovo modello economico più sostenibile impli-ca non soltanto lo sviluppo di nuove filiere green e il rafforzamento di quelle esistenti, ma anche la riqualificazione in chiave ver-de dei processi e dei prodotti dei settori

industriali tradizionali”.In quest’ottica l’Enea “è impegnata

nello sviluppo dell’ecoinnovazione come strumento prioritario per guidare la transi-zione da un’economia lineare a un’econo-mia circolare, strategica per un Paese po-vero di materie prime e a forte vocazione manifatturiera come il nostro”, conclude Morabito.

Tale percorso prevede azioni di va-ria natura: la promozione del riciclo di materia a tutti i livelli, la progettazione ecocompatibile, la simbiosi industriale e nuovi modelli imprenditoriali e di con-sumo.

Il Rapporto 2014, suddiviso in quat-tro capitoli, indica Svezia, Finlandia e Germania come Paesi maggiormente ecoinnovatori. Nell’ultimo capitolo, in-vece, definisce dieci misure per lo svi-luppo della green economy: una riforma fiscale in chiave ecologica; un program-ma per migliorare l’utilizzo delle risor-se e per sviluppare strumenti finanziari innovativi; investimenti in infrastrutture verdi, difesa del suolo e delle acque; un programma nazionale per l’efficienza e il risparmio energetico; lo sviluppo delle attività di riciclo dei rifiuti; il rilancio degli investimenti per le rinnovabili; program-mi di rigenerazione urbana; investimenti in mobilità sostenibile; valorizzazione dell’ agricoltura di qualità; un piano per l’occupazione giovanile green.

Incentivi fV in conto energia, consultazione GseOsservazioni e proposte sulle nuove regole entro il 6 marzo

Il Gestore dei servizi energetici (Gse), “per garantire la corretta gestione de-gli impianti fotovoltaici incentivati” e “nel rispetto delle norme e dei principi in esse contenuti”, ha pubblicato ieri il documento tecnico elaborato ai fini del-la consultazione che presenta i criteri generali per la definizione delle “Rego-le per il mantenimento degli incentivi in conto energia”.

I soggetti interessati, si legge in una nota del gestore, potranno trasmettere entro il prossimo 6 marzo eventuali os-servazioni e proposte all’indirizzo e-mail [email protected].

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IndIcI

le realizzazioni e i risultati nel racconto dei protagonisti POI Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico FESR 2007-2013:

Auditorium del MAXXI - Via Guido Reni, 4 A - Roma

4 MARZO 2015 ore 9.30SCOPRI LE NOSTRE SCELTE PIÙ LUMINOSE

GreGGI ($/B)

23/2 Var. % 20/2 Var. % 2014

WtI (futuri) 49,45 -2,68 -51,91

Brent (futuri) 58,90 -2,19 -46,76

Paniere Opec 54,09 -4,35 -49,30

Paniere Qe Italia 58,40 -2,21 -45,14

Fonte: QE su dati mercato

BOrSA eLettrIcA ItALIA

Prezzi Ipex (€/mWh)

f1 f2 f3

24/2 58,14 59,05 43,08

var. % sett. 2,13 0,44 0,45

media Piene Vuote

24/2 54,65 58,66 44,63

var. % sett. 1,44 1,74 0,38

domanda Sistema Italia

media oraria (mW) 36.089

massima (mW) 44.966

Prezzo ora max (€/mWh) 67,21

Ora max 18:00 - 19:00

Fonte: elaborazione QE su dati GME

PrIncIPALI tItOLI enerGIA (€)

24/2 23/2

eni 16,650 16,440

enel 4,062 3,968

Snam 4,466 4,380

terna 4,010 3,962

A2A 0,918 0,893

Acea 10,780 10,620

Saras 1,220 1,200

Hera 2,220 2,180

Iren 1,174 1,159

erg 11,300 11,210

Ascopiave 1,977 1,926

Fonte: QE su dati Borsa Italiana

cOStO termOeLettrIcO (€/mWh)

feb-15 mar-15

Itec 58,08 56,72

Itec12 57,11 56,86

Fonte: Ref-e

BOrSe eurOPee 24/2 (€/mWH)

Base Load Peak 8.00-20.00

Powernext (fr) 46,11 49,48

eex (de) 34,64 39,17

Ipex 52,97 58,56


emISSIOn trAdInG (€/tOn)

23/2 Var. % 20/2

ecx/Ice 7,73 5,46

eex 7,20 -0,83


GAS (€/mWH)

23/2 Var. % 20/2

Psv (ItA) * 24,70 -0,80

netconnect (de) 22,59 -0,64

GasPool (de) 22,56 -0,36

ttf (nL) 22,30 -0,87

zeebrugge (Be) 22,35 -1,45

Gaspoint nordic 22,44 -0,56

*Indice mAGI mese successivo Fonte: QE su dati mercato

cAmBIO €/$ 24/2 1 € = 1,1328 $ (var. +0,0030)

Fonte: QE su dati Bce

http://www.poienergia.gov.it/index.php/10-a-che-punto-siamo/798-il-poi-energie-rinnovabili-le-realizzazioni-e-i-risultati-nel-racconto-dei-protagonisti

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mercAtI PetrOLIferI

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Prezzi medi praticati con servizio (€/l) del 24/2/2015 NAZIONALE

Eni TotalErg Esso IP Q8 Shell Tamoil No logo

Benzina 1,656 1,679 1,675 1,675 1,681 1,683 1,688 1,492

Diesel 1,572 1,587 1,592 1,589 1,596 1,594 1,596 1,402

Gpl 0,589 0,591 0,587 0,597 0,601 0,624 0,601 0,565

Fonte: quotidianoenergia.it (citazione obbligatoria)

La tabella riporta un valore medio stimato dei prezzi praticati al pubblico di benzina, diesel e Gpl in un campione di stazioni di servizio rappresentativo della situazione nazionale.Per visionare i valori minimi e massimi dei prezzi medi nazionali, lo spaccato della situazione nelle 4 macro-aree del Paese e utilizzare la funzione dei grafici interattivi per confronti e analisi personalizzate (temporale, macro-zone e compagnie) occorre accedere a Check-Up prezzi QE.Il servizio è disponibile in abbonamento, consultandone le condizioni sul sito.

La tabella riporta un valore medio stimato dei prezzi praticati al pubblico di benzina e diesel nel fine settimana, esclusivamente con rifornimento self service. Sono rilevati anche i prezzi praticati presso le stazioni di servizio che erogano carburante unicamente con accettatori di banconote/bancomat.

Prezzi medi praticati self service (€/l) del 24/2/2015Compagnia Benzina Diesel

Min Media Max Min Media Max

1,399 1,572 1,619 1,299 1,465 1,539

1,400 1,588 1,635 1,299 1,473 1,549

1,399 1,589 1,649 1,289 1,483 1,550

1,427 1,599 1,639 1,329 1,481 1,559

1,425 1,596 1,665 1,333 1,477 1,549

1,414 1,604 1,659 1,340 1,499 1,559

1,379 1,605 1,649 1,319 1,509 1,555

1,389 1,509 1,575 1,329 1,399 1,475

1,459 1,517 1,559 1,349 1,394 1,465

1,379 1,443 1,519 1,325 1,349 1,399

1,415 1,446 1,505 1,315 1,343 1,375

1,399 1,496 1,625 1,299 1382 1,519

Fonte: quotidianoenergia.it (citazione obbligatoria)

NAZIONALE

No logo

Prezzi carburanti, avanti con i rialziTocca a TotalErg, Q8, Shell, Tamoil. Check-Up Prezzi QE

Prosegue il giro di rialzi sulla rete carbu-ranti italiana. Mentre i mercati internazio-nali invertono la rotta mostrando una leg-gera flessione, infatti, a muoversi oggi su benzina e diesel sono TotalErg, Q8, Shell e Tamoil, tutte con aumenti di 1 cent/litro.

Sul territorio, di conseguenza, prezzi praticati in salita dappertutto. Secondo quanto risulta in un campione di impianti che rappresenta la situazione italiana per il servizio Check-Up Prezzi QE, il prezzo medio praticato “servito” della benzina va oggi dall’1,656 euro/litro di Eni all’1,688 di Tamoil (no-logo a 1,492). Per il diesel si passa dall’1,572 euro/litro di Eni all’1,596 di Q8 e Tamoil (no-logo a 1,402). Il Gpl, in-fine, è tra 0,587 euro/litro di Esso e 0,624 di Shell (no-logo a 0,565).

Le punte massime sempre sul “servito”, osservate per tutti e tre i prodotti nell’Italia meridionale, risultano in crescita rispetti-vamente a 1,756 e 1,653 euro/litro per ver-de e gasolio, mentre sono scese a 0,646 euro/litro per il Gpl.

Per quanto riguarda i prezzi self, infi-ne, anche questa settimana si registrano passi avanti, con valori ormai distanti dai record messi a segno due mesi fa.

PrezzI PrOdOttI PetrOLIferI In ItALIA (rILeVAzIOne AL 23/2)

Al consumo Accisa Iva Al netto imposte

Var. Var %

cArBurAntI (eurO/’000 LItrI)Benzina senza pb 1533,68 728,40 276,57 528,71 19,99 1,32Gasolio auto 1446,55 617,40 260,85 568,30 22,57 1,58Gpl auto 619,25 147,27 111,67 360,31 -0,55 -0,09rIScALdAmentO (eurO/’000 LItrI)Gasolio riscaldamento 1222,56 403,21 220,46 598,89 21,05 1,75InduStrIALe (eurO/tOnneLLAte)O.c. fluido Btz 1% zolfo 829,49 166,84 75,41 587,24 32,59 4,09Olio combustibile Btz 384,47 31,39 - 353,08 -5,17 -1,33

Per gli oli combustibili densi prezzi medi al consumo al netto dell’IvaPer i carburanti si tiene anche conto degli sconti e dei prezzi praticati presso gli impianti self-service.

Fonte: ministero dello Sviluppo Economico

Prezzi Italia, benzina e diesel ancora in salitaAnche sull’extrarete domina il segno più

Non si arresta la salita dei prezzi italiani di benzina e diesel. Secondo gli ultimi dati del ministero dello Sviluppo Economico, aggiornati al 23 febbraio, la verde guadagna infatti 19,99 euro/’000 a 1.533,68 euro/’000 litri (528,71 al netto delle imposte) e il diesel 22,57 euro/’000 a 1.446,55 euro/’000 litri (568,30). Ancora stabile il Gpl, che guadagna solo 0,55 euro/’000 a 619,25 euro/’000 litri (360,31).

Solo segni positivi anche sull’extrarete, con il gasolio riscaldamento in aumento di 21,05 euro/’000 a 1.222,56 euro/’000 litri (598,89), l’olio combustibile fluido Btz 1% di zolfo di 32,59 euro/ton a 829,49 euro/ton (587,24) e il denso Btz di 5,17 euro/ton a 384,47 euro/ton (353,08).

Greggi, su Wti e BrentSarir di nuovo fermo. Occhi puntanti sull’Opec

Non c’è pace per il giacimento di Sarir. Dopo il riavvio dei giorni scorsi, infatti, il più grande campo petrolifero libico è tornato a fermarsi a causa di un’interruzione delle for-niture elettriche. Alle 17.20 Wti e Brent gua-dagnavano 60 cent e 1,1 $/b, riaffacciandosi rispettivamente oltre quota 50 e 60 $/b.

In attesa dei dati sulle scorte oil americane, in uscita domani e previste in crescita di altri 4 mln b, a catturare l’attenzione dei mercati sono anche le ipotesi di un vertice straordi-nario dell’Opec ventilate dal presidente del Cartello, Diezani Alison-Madueke, e smentite però da alcuni delegati dell’Organizzazione.

Sul fronte macro, infine, vale segnalare il rinvio annunciato dal governatore della Federal Reserve, Janet Yellen, di qualsiasi incremento del costo del denaro Usa. “La Fed”, ha spiegato, “considererà riunione dopo riunione la situazione”, ma per un in-tervento sui tassi occorrerà aspettare “per un altro paio di meeting”. Le prossime riu-nioni della Banca Centrale americana sono previste per il 17-18 marzo e il 28-29 aprile.

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ItALIA

Idro, Governo contro Lombardia e PiemonteImpugnate alla Consulta leggi sul rinnovo delle concessioni in scadenza nel 2017 e sui canoni. No anche su rifiuti per termovalorizzazione

Stop del Governo alle norme regionali sull’idroelettrico approvate a fine 2014 da Lombardia e Piemonte.

Nella seduta di venerdì scorso, il Con-siglio dei ministri ha deciso di impugnare alla Corte costituzionale la legge lombar-da n. 35 del 30 dicembre 2014 e quella piemontese n. 22 del 24 dicembre ( i rela-tivi documenti sono sul sito di QE).

Nel primo caso si contesta la decisione di prorogare temporaneamente al gestore uscente le concessioni idro in scadenza al 2017, imponendo peraltro un canone aggiuntivo, per di più retroattivo. Il Cdm considera la proroga in contrasto con la competenza esclusiva statale in tema di concorrenza, sancita dall’art. 117 della Costituzione. Il canone contrasta invece con il D.lgs 79/1999 che fissa una discipli-na uniforme su tutto il territorio nazionale in tema di concessioni idro, stabilendo che in caso di proroga il concessionario uscente prosegua la gestione alle stesse condizioni fissate dal disciplinare.

Il carattere di retroattività del canone contrasta infine con il principio fonda-mentale di irretroattività dell’ordinamento italiano.

Nel caso del Piemonte, il Governo con-testa la fissazione del canone annuo per l’uso di acqua pubblica a fini energetici e di riqualificazione dell’energia, decre-scente in proporzione alla potenza me-dia di concessione. Disposizione che a parere del Cdm contrasta con l’art. 37 dl DL 22 giugno 2012 n. 83 convertito con modificazioni nella legge 7 agosto 2012 n. 134, secondo cui la fissione dei canoni può essere demandata alla legislazione regionale ma entro valori massimi stabiliti dallo Stato. Ciò al fine di garantire parità di trattamento fra gli operatori su tutto il territorio nazionale.

Tornando alla legge n.35 della Lombar-dia, il Cdm impugna anche una disposizio-ne sull’uso dei rifiuti per la produzione di energia. In particolare, si tratta della nor-ma che prevede un previo accordo tra le Regioni per l’utilizzo di rifiuti non prodotti in Lombardia. Passaggio in contrasto con il DL 133/2014 e suscettibile di frapporre ostacoli alla praticabilità del trattamen-to dei rifiuti nonché di creare disparità di trattamento tra gli impianti collocati in al-tre regioni.

Legambiente: “Tariffa elettrica, riforma da rivedere”“Penalizza comportamenti virtuosi, famiglie e rinnovabili. L’Autorità apra confronto”

Secondo Legambiente, la proposta di riforma della tariffa elettrica presentata dall’Autorità per l’Energia ai primi di febbraio (QE 11/2) “non va nella direzione auspicata, in quanto non premia la riduzione dei consumi e della spesa energetica delle famiglie”.

E’ quanto afferma Legambiente, che esorta il Regolatore ad “aprire un confron-to sulle proposte più efficaci in questa di-rezione, anche guardando all’esperienza di altri Paesi”.

Le quattro ipotesi di riforma prospettate dal dco 34/2015, prosegue il comunicato, comportano aggravi per la maggior parte dei consumatori (“in particolare famiglie poco numerose e anziani, come già mes-so in evidenza dalle associazioni dei con-sumatori”) e “penalizza i comportamenti virtuosi da parte degli utenti”.

Con l’eliminazione della progressività, rimarca Legambiente, “scomparirebbe qualsiasi incentivo a ridurre i consumi, perché rispetto a oggi in proporzione pa-gherebbe meno chi consuma di più, tanto

che, secondo alcune simulazioni, l’ag-gravio medio per le famiglie con consumi bassi si attesterebbe tra il 15 e il 20%”. Inoltre, “la revisione degli oneri di rete e di sistema, spostati dalla componente varia-bile a quella fissa, penalizzerebbe l’auto-produzione da fonti rinnovabili”.

Il rischio è quindi che “si avrebbero aggra-vi certi per larga parte delle famiglie, in par-ticolare quelle a basso reddito, che oltretut-to non possono accedere all’Ecobonus per gli interventi di efficienza energetica perché hanno limitati o nulli redditi da detrarre”.

“Nonostante gli intenti siano condivi-sibili, tra cui la volontà di spingere gli usi elettrici diventati oggi competitivi anche da un punto di vista ambientale - com-menta Edoardo Zanchini, vicepresidente di Legambiente - la revisione delle tariffe proposta dall’Autorità non aiuta le fami-glie, ne risponde alle sfide che l’Italia deve cogliere per ripensare il sistema energe-tico. Occorre infatti ripensare le tariffe per premiare gli interventi di riduzione dei consumi da parte degli utenti, attraverso l’efficienza e l’autoproduzione”.

Legambiente rimarca infine la necessità di “obiettivi chiari sul futuro delle bollette e di regole trasparenti, per evitare che si de-terminino conseguenze sociali e ambien-tali rilevanti nei prossimi anni”, anche alla luce del possibile abbandono del regime di maggior tutela dal 2018, come previsto dal Ddl Concorrenza.

efet: “tutela, Italia esempio per mercati ue”L’associazione europea dei trader: “Abolizione al 2018 attirerà operatori esteri e farà abbassare prezzi, ma attenzione alle modalità per il superamento del meccanismo”

Efet accoglie con pieno favore la norma del Ddl Concorrenza che prevede l’ab-bandono del regime di maggior tutela dal 2018 (QE 20/2).

L’associazione dei trader europei si au-gura anzi che l’iniziativa dell’Italia “serva da ispirazione e inneschi azioni simili in al-tri mercati d’Europa”. Visto che su 29 Stati Ue, in 15 esistono ancora prezzi regolati.

Efet ritiene che il superamento del mec-canismo “porterà benefici sia per gli ope-ratori che per i consumatori finali”. Da una parte, infatti, il mercato italiano “sarà più attraente per gli operatori esteri”, dall’al-tra “la maggiore competizione tra fornitori

garantirà più libertà di scelta ai consumatori finali, portando a un positivo effetto sui prezzi energetici nel lungo termine”.

L’associazione ritiene che tale risultato potrà essere raggiunto grazie all’attività di hedging di produttori, fornitori e grandi consumatori sul mercato Otc e negli scambi bilaterali. Pur mostrandosi a favore delle misure di protezione a favore dei clienti più vulnerabili.

Efet sottolinea però come Governo e Autorità per l’Energia debbano adottare “appro-priati meccanismi di mercato” nel gestire la fase di superamento della tutela.

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BOrSA eLettrIcA - AndAmentO

L’aggiornamento settimanale a cura del Gme16 - 22 febbraio

Prezzo di acquisto. €/mWhNella settimana n. 8 del 2015 (da lunedì 16 a

domenica 22 febbraio) il prezzo medio di acquisto (PUN), con un calo di 4,09 €/MWh rispetto alla settimana precedente, si è portato a 53,92 €/MWh (-7,1%). L’analisi per gruppi di ore rivela una riduzione di 5,15 €/MWh (-7,9%) nelle ore di picco e di 3,50 €/MWh (-6,5%) nelle ore fuori picco con prezzi attestatisi rispettivamente a 59,89 €/MWh e 50,60 €/MWh. Stabile il rapporto picco/baseload a 1,11.

Volumi e liquidità.I volumi di energia scambiati nella borsa elettrica,

pari a 3,8 milioni di MWh, si sono ridotti del 2,5% rispetto alla settimana precedente. In calo anche la liquidità del mercato scesa a 65,7% (-0,8 punti percentuali).

Vendite di energia elettrica. mWhLe vendite di energia elettrica nel Sistema Italia,

pari a 5,7 milioni di MWh si sono ridotte dell’ 1,4% rispetto alla settimana precedente. In calo le vendite delle unità di produzione nazionali, pari a 4,5 milioni di MWh (-3,8%), in rialzo, invece, le importazioni dall’estero, pari a 1,2 milioni di MWh (+8,6%).

Prezzi zonali di vendita. €/mWhIl prezzo di vendita ha registrato diffusi ribassi in

tutte le zone ad eccezione del Sud che, seppur in lieve crescita, con 53,06 €/MWh (+0,8%) si conferma la zona dal prezzo più basso. Nelle altre zone il prezzo di vendita non ha superato i 54 €/MWh, ad eccezione della Sicilia dove si è attestato a 57,25 €/MWh.

53,92

59,89

50,60

40

45

50

55

60

65

70

75

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41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8

€/MWh Baseload Picco Fuori picco

Ottobre Novembre Dicembre Gennaio Febbraio

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TWh Volumi Liquidità

Ottobre Novembre Dicembre Gennaio Febbraio

Vendite di Energia Elettrica MWhVendite nazionali (IPEX) 2.113.629Vendite del GSE (IPEX) 701.267 Vendite estere (IPEX) 945.467

Vendite estere (O.T.C.) 243.291

Vendite nazionali (IPEX)

36,9%

Vendite del GSE (IPEX)12,3%

Vendite estere (IPEX)16,5%

Vendite estere (O.T.C.) 243.291Vendite nazionali (O.T.C.) 1.717.019

Totale Sistema Italia 5.720.673

(IPEX)16,5%

Vendite estere (O.T.C.)

4,3%

Vendite nazionali(O.T.C.)30,0%

53,93 (-8,7%)

54,18 (-7,9%)

53,09 (-5,8%)

53,09 (-5,8%)53,06 (+0,8%)

53,09 (-5,8%)

Scarto % dal PUN

57,25 (-0,4%)

Scarto % dal PUN<-5% -5%;+5% >+5%

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rIcercA enerGetIcA - SIStemA eLettrIcO

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Prezzi negativi nel mercato elettrico italiano: rischio o opportunità?Il vantaggio principale potrebbe essere la possibilità di valorizzare

i servizi di flessibilità offerti in MSD. Un’analisi di Rse

di S. rossi, m. Gallanti*

L’integrazione del mercato elettrico all’ingrosso italiano nel meccanismo di market coupling dei mercati day ahe-ad europei prevista nel corso del 2015 potrebbe implicare un certo grado di adeguamento di alcune delle regole peculiari del disegno italiano. Tra gli interventi potenzialmente di maggior rilievo, anche se probabilmente non av-verrà nell’immediato, vi è quello relati-vo all’introduzione in Italia della possi-bilità di offerta a prezzi negativi, al fine di armonizzare le regole con i mercati vicini dove i prezzi negativi sono già stati introdotti (ad es. i mercati dell’E-PEX spot).

Ma quale significato hanno i prezzi ne-gativi sul mercato elettrico e quali effet-ti potranno avere nel contesto italiano? Rappresentano un potenziale rischio aggiuntivo, oppure un’opportunità in più offerta dal mercato? Nell’ambito del pro-gramma di ricerca di sistema svolto lo scorso anno Rse ha preso in esame le condizioni di mercato elettrico per valuta-re da un lato gli scenari innescati da pos-sibili provvedimenti normativi al riguardo e dall’altro gli effetti delle possibili evoluzio-ni regolatorie.

In teoria, sul mercato del giorno pri-ma (MGP) l’eventuale offerta a prezzo negativo dovrebbe aumentare le possi-bilità di accettazione per un produttore e permettere una diversificazione più specifica fra le offerte di vendita che ad oggi vengono proposte a prezzo zero, creando fra esse un ordine di merito. I produttori con impianti poco flessibili, che non sono in grado di realizzare fer-mate e avviamenti nel giro di poche ore, potrebbero essere disposti ad accettare sul mercato elettrico all’ingrosso prezzi negativi se per essi risulterà meno co-stoso mantenere accesi i propri impianti piuttosto che incorrere nei costi di spe-gnimento e start-up oppure in oneri di sbilanciamento. Davanti all’opportunità di offrire a prezzi negativi, come potreb-bero cambiare le logiche di offerta per i produttori?

Il parco termoelettrico italiano, costitui-to prevalentemente da generazione a gas molto flessibile e una quota minore di car-bone baseload, può essere ritenuto suf-ficientemente flessibile ed è ragionevole ipotizzare che l’eventuale ricorso a prezzi negativi su MGP da parte dei produttori termoelettrici sia ridotto in termini di fre-

quenza e che avvenga prevalentemente nelle zone a forte produzione rinnovabile non dispacciabile (Sud, Sicilia, Sardegna e in misura minore Centro Sud) laddove già oggi si verificano prezzi a zero.

L’offerta delle fonti rinnovabili su MGP potrebbe invece cambiare note-volmente di fronte ad un limite di prezzo negativo, in funzione dei meccanismi di incentivazione di cui godono (se pre-senti). Se ad oggi un produttore rinno-vabile ha interesse ad offrire a prezzo nullo, cioè al minimo consentito, per massimizzare le possibilità di accetta-zione delle offerte, con un price floor negativo la strategia di offrire al minimo potrebbe rivelarsi non più ottimale. Gli impianti rinnovabili incentivati attraver-so meccanismi Feed in Premium riman-gono esposti al rischio prezzo, pertan-to la logica di bidding ottimale sarebbe offrire a mercato ad un prezzo pari al valore dell’incentivo cambiato di segno. Al di sotto di questo prezzo l’impianto andrebbe in perdita e avrebbe l’interes-se a non produrre.

Diversamente, gli impianti incentivati con un meccanismo Feed in Tariff, come gli impianti a tariffa omnicomprensiva (TO) e i CIP6, non sono esposti al rischio prezzo, in quanto remunerati con una ta-riffa fissa indipendente dal mercato. In questo caso il rischio prezzo rimane in carico all’utente del dispacciamento, ov-vero il Gse, il quale ha il compito di ven-dere a mercato l’energia di tali impianti ed erogare le tariffe ai produttori. Poiché a questi è garantito il ritiro di tutta l’ener-gia prodotta, le offerte corrispondenti sul MGP dovrebbero avvenire al price floor per massimizzare l’opportunità di essere accettate e gli eventuali extra esborsi per prezzo negativo saranno inevitabilmente socializzati sulla bolletta tramite la com-ponente A3.

Nel mercato infragiornaliero (MI) l’intro-duzione di prezzi negativi dovrebbe am-

plificare ulteriormente le opportunità per un operatore di modificare i suoi program-mi, potendo arrivare ad esempio a pagare per cedere la propria energia, oppure es-sere remunerato per aumentare i consumi (o analogamente ridurre le immissioni).

L’impatto maggiore dei prezzi di of-ferta negativi sul mercato italiano do-vrebbe essere tuttavia sui mercati dei servizi di dispacciamento MSD e MB ed in particolare sulle offerte a scendere, dove l’impianto paga il prezzo offerto per ridurre la sua immissione (ovvero ricompra la sua energia). Per queste offerte, l’introduzione di prezzi negativi può essere vista come un’opportunità di riconoscere il servizio di flessibilità degli impianti che si rendono disponibili (se possibile) a ridurre la propria produzio-ne dietro pagamento, qualora il sistema si ritrovi in condizioni di overgeneration e vi sia la necessità di ridurre la gene-razione programmabile per mantene-re l’equilibrio fra immissioni e prelievi. Questo servizio diventa sempre più importante nei moderni sistemi elettrici dove una considerevole quota di gene-razione è fornita da fonti non program-mabili; impianti molto flessibili hanno un vantaggio tecnologico che viene messo a disposizione del sistema e per il quale potrebbe essere opportuno riconoscere una remunerazione che gli operatori si contenderanno a mercato in base alla loro offerta. Risulta evidente però che i vantaggi derivanti da prezzi negativi su MSD e MB sono appannaggio esclusivo delle unità abilitate ai servizi di dispac-ciamento da cui restano esclusi al mo-mento i piccoli impianti (minori di 10MW) e tutte le FRNP.

Dal lato consumatori, gli acquirenti del mercato all’ingrosso potrebbero po-tenzialmente beneficiare di prezzi spot negativi ed essere remunerati per il loro

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SOcIetà

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rischio credito e morosità fuori dal mass market: “Il peso è rilevante”Galassi (Aet Italia): “La componente energia vale per meno della metà sul fatturato”. Superamento della tutela “opportunità per i reseller”di Antonio Jr ruggiero

“Rischio credito e morosità sono dif-ficoltà presenti su tutti i segmenti, ma per chi opera nel mass market il proble-ma è più frazionato e più facile da gesti-re perché le esposizioni sono numerose ma per importi più bassi. Per noi invece - data la taglia del cliente tipo - il peso è rilevante”.

A spiegarlo è Tommaso Maria Ga-lassi, sales & marketing manager di Azienda elettrica ticinese Italia (società di vendita dell’energia elettrica a picco-le, medie e grandi imprese, controllata dalla svizzera Aet), che rilancia il pro-blema delle insolvenze anche fuori dal perimetro retail.

d. Qual è la dimensione del problema?R. “Fatto cento ciò che fatturiamo,

la componente energia vale per meno della metà. Tutto il resto sono oneri passanti (trasporto, tasse, etc) fatturati a noi e dunque al cliente. Dato un inso-luto, però, un operatore come noi deve comunque pagare questi oneri passan-ti. Da parte nostra, in questi ultimi anni di crisi profonda, la questione credito e morosità è stata centrale e abbiamo sviluppato una policy strutturata per far sì che già in entrata i clienti passi-no al vaglio di un’analisi di solvibilità, in modo da sviluppare il portafoglio su determinati criteri”.

d. tra gli interventi si pensa anche a black o white list del cliente finale, soprattutto se piccolo. Aiuterebbero?

R. “Sono procedure che ormai tutti devono adottare. Si parlava anche di

una remunerazione dell’attività di ri-scossione che noi di fatto facciamo per i distributori. Tutti gli interventi norma-tivi che possano ridurre il rischio sono benaccetti”.

d. Voi siete presenti indirettamen-te anche sul mercato finale tramite il segmento dei reseller

R. “Siamo stati tra i primi. I reseller per lo più sono realtà nate sullo svilup-po di grandi agenzie di operatori, con tanti sub-agenti, che hanno deciso di mettersi in proprio vista la liberalizza-zione che lo consentiva. È un segmento che a noi ha dato molta soddisfazione negli ultimi anni, ma in cui alcuni si sono scottati. Ciò che ad esempio impedisce ai grandi operatori integrati vertical-mente di sviluppare questo campo è che, investendo sui reseller, cannibaliz-zano quote di mercato del mass mar-ket. Dal canto nostro abbiamo un por-tale web molto avanzato che mettiamo a disposizione dei nostri reseller ed è una cosa apprezzata”.

d. Il percorso di superamento del mercato tutelato aumenterà il poten-ziale di questa figura?

R. “In generale un’azienda che ope-ra sul mercato libero deve tendere alla totale liberalizzazione. Sarebbe sicu-ramente un’opportunità per i nostri re-seller, che si vedrebbero liberate nuove quote di mercato da aggredire, un po’ meno per noi visto che operiamo con il nostro marchio su una taglia più eleva-ta, in cui il tasso di switching al mercato libero è già elevato e i clienti sono più consapevoli. Per noi sarebbe un’oppor-tunità indiretta legata allo sviluppo dei reseller”.

“Come si evidenziava in una recen-te indagine dell’Autorità, il passaggio non potrà comunque essere repentino ma graduale, perché il mercato è mol-to tecnico e i clienti, soprattutto i più piccoli, mancano delle competenze per districarsi nel marasma delle offerte. In questo senso andiamo incontro all’e-sigenza dell’Autorità, perché impron-tiamo l’approccio commerciale alla totale trasparenza e trasmissione delle competenze ai clienti. In generale più il cliente è grande e più è sensibile alle variazioni di prezzo e alla competitività del mercato. I grandissimi clienti ener-givori, poi, sono abituati a cambiare an-

che ogni anno fornitore e per differenze di un centesimo. Nel segmento inter-medio delle Pmi, soggetti che vanno dai 100.000 al milione di kWh anno con-sumati, il prezzo conta ma non è l’unico elemento decisionale perché vale molto anche il servizio al cliente”.

d. Sui costi energetici in capo alle Pmi è intervenuto il Governo con il “ta-glia bollette”. Se ne sentono gli effetti?

R. “Decisamente sì, da questo primo trimestre del 2015 c’è stato un miglio-ramento degli oneri di dispacciamento e anche della componente A3, che di fatto raddoppiava quasi il costo dell’e-nergia. C’è stato un primo segnale con-creto e noi l’abbiamo recentemente co-municato ai nostri clienti”.

d. come si annuncia lo scenario per l’anno in corso?

R. “Noi abbiamo un portafoglio di cir-ca 1,2 TWh anno, suddiviso equamente tra i tre settori: reseller, Pmi e grandi imprese. Il nostro è stato un 2014 molto positivo, soprattutto dal punto di vista commerciale. Abbiamo consolidato e aumentato il portafoglio su tutti i seg-menti principali e ci aspettiamo di con-tinuare così. Il 2015 sarà un anno di svi-luppo del posizionamento che abbiamo sul mercato. Copriamo il mass market, quindi domestici e micro business, con vendita a reseller, non con il nostro marchio. Nella parte business, invece, operiamo direttamente con il nostro marchio, avendo stabilito una soglia minima di 100.000 kWh anno, non can-nibalizzando così quote di mercato ai reseller. Da questa soglia operiamo su due segmenti principali: Pmi e grandi imprese, cioè realtà che spendono dai 20.000 euro al mese per l’energia in su. Siamo in tutta Italia ma data la colloca-zione della casa madre abbiamo svilup-pato di più il settentrione. Comunque non abbiamo vincoli geografici”.

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ItALIA

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Biomasse, il cdS riapre la Via per 22 mW PowercropRipartirà iter per la riconversione dell’ex zuccherificio Eridania a Fermo della jv Enel/Maccaferri. No a ricorso Comune

Dopo lo stop imposto dal Tar Firenze al pro-getto di Castiglion Fiorentino (QE 19/2), per Powercrop arrivano questa volta buone noti-zie dalla giustizia amministrativa in relazione al piano di riconversione a biomasse degli ex zuccherifici Erdiania - Sadam.

Il Consiglio di Stato ha infatti respinto il ricorso del Comune di Fermo contro il progetto di centrale da 22 MW. Il CdS ha quindi confermato al sentenza del Tar Marche del 16 aprile 2014 favorevole alla jv tra Enel Green Power e Maccaferri, ma con un’importante precisazione: la sen-tenza non porta necessariamente a una conclusione positiva e veloce dell’iter di Via.

I giudici di appello ritengono infatti che quelli di primo grado abbiano “sconfi-nato nella sfera insindacabile del merito” nell’imporre alla Provincia l’obbligo di concludere l’iter “nel più breve tempo possibile” tenendo conto che “il procedi-mento si è protratto per circa tre anni”, che “sono stati indagati tutti i possibili profili coinvolti” e che “sono risultati non condivisibili gli unici rilievi ostativi so-pravvissuti al riesame disposto dal Tribunale”.

Il CdS, nel valutare le contestazioni del Comune e della Provincia in sede di Via “piuttosto sparpagliate e disorganiche” e comunque “non condivisibili”, ha disposto però soltanto “una rivalutazione complessiva, di nuovo in sede di Via”.

La sentenza è sul sito di QE.

Saras, nel 2014 diminuisce la perdita nettaDa 271,1 a 266,2 mln €. Posizione finanziaria passa da -8 a 107 mln €. Moratti: “Fiducia per il 2015”

Saras ha chiuso il 2014 con una perdita netta di 266,2 milioni di euro, in miglio-ramento rispetto al rosso di 271,1 mln € dell’anno precedente, con il valore adju-sted a -90,4 mln € contro i -84,1 mln € re-gistrati nel 2013.

I ricavi si attestano a 10,285 mld €, in flessione dell’8% rispetto all’eserci-zio precedente. L’andamento, fa sape-re la società, è riconducibile ai minori ricavi dei segmenti raffinazione (-750 mln €) e marketing (-235 mln €), che hanno risentito della flessione nelle quotazioni. A influire anche le lavora-zioni di Sarroch, “leggermente inferio-ri” vs 2013.

In rosso di 239,8 mln € l’Ebtda repor-ted (71,7 mln lo scorso anno), che accu-sato la forte svalutazione degli inventari petroliferi. Poco mosso, dal canto suo, l’Ebtda comparable, che si è attestato

a 116,5 mln € dai 115,5 mln dell’anno precedente.

Gli investimenti complessivi sono stati pari a 134,8 mln € e dedicati principal-mente alla raffinazione (123,4 mln). In par-ticolare, tra settembre e ottobre sono sta-te completate le attività del “turnaround” quinquennale dell’impianto di cracking catalitico.

Al 31 dicembre 2014, infine, la posizione finanziaria netta è risultata pari a +107 mln €, in deciso miglioramento rispetto all’ini-

sceglie

* [email protected](Camilla Calcioli

L’Omc Daily 2015 sarà a cura della redazione di quotidianoenergia.it

06.87754144

zio dell’anno (-8 mln).“Guardiamo con fiducia all’esercizio

2015 grazie ad una combinazione di fat-tori favorevoli” ha spiegato il presidente di Saras, Gian Marco Moratti, “in primis, il contesto di mercato è ulteriormente mi-gliorato, con rapporti più elevati tra il valo-re dei prodotti raffinati ed il grezzo e in se-condo luogo risultano favorite le raffinerie complesse e flessibili come la nostra, che possono sfruttare appieno anche i grezzi non convenzionali”.

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OLI VeGetALI GrezzI

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SOIA, eu degommato, fob exmill in €/ton:

Feb15/Mar15 685,00 +10,00Apr15 675,00 +05,00May15/Oct15 665,00 +05,00cOLzA, dutch /eu, fob exmill in €/ton:

May15/Jul15 660,00 -03,00Aug15/Oct15 660,00 -03,00Nov15/Jan16 668,00 -04,00GIrASOLe, eu extank, in $/ton:

mar-15 800,00 -15,00Apr15/Jun15 810,00 -07,50Jul15/Sep15 830,00 -00,00Oct15/Dec15 810,00Jan16/Mar16 825,00PALmA GreGGIO, cif europe, in $/ton

Mar15/Apr15 690,00 -15,00Apr15/Jun15 695,00 -10,00Jul15/Sep15 687,50 -00,00Oct15/Dec15 677,50 -02,50

Si riparte dopo il capodanno cineseLa prima proiezione è di un mercato al ribasso, ma con un dollaro più forte. A cura di Vegetable Oil

Mentre i mercati si fermano per il capodanno cinese, la guerra fra la Troika e la Grecia fa andare in altalena il rapporto dollaro/euro che condiziona non poco i mercati degli oli vegetali.

Con la riapertura dei mercati estremo orientali dopo il capo-danno cinese, la prima proiezione è di un mercato al ribasso, ma con un dollaro molto più forte.

Olio di soia: +10€/MT. Gli ultimi dati sulle previsioni di raccol-to sudamericano, propendono per una riduzione di 3-4 milioni di tonnellate di seme di soia in Brasile, con ultime stime a 91,5 mln di tons, mentre il raccolto argentino è dato in aumento a 56 mln di tons. Le previsioni in nord America prevedono una diminuzio-ne di semina di soia di 0.2 mln di acri (contrariamente a quanto ci si aspettava), probabilmente le gelate di questo inverno, faranno cambiare ripetutamente i dati sulle semine, ma pensiamo che i bal-letti relativi alle semine Usa siano ancora prematuri. I fondamentali sull’offerta di soia sono naturalmente ribassisti ma le previsioni di consumo dicono che la domanda sarà ancora molto abbondante.

L’ultimo tender di acquisto da parte dell’Egitto è stato chiuso con Cargill per:

- 30.000 tons, a 747US$/MT base C&F per arrivo 1-20 Maggio e

- 30.000 tons, a 736US$/MT base C&F per arrivo 1-20 Giu-gno.

Olio di Colza: -03/MT. A gennaio/febbraio, la quantità in spremitura di seme di colza è prevista in diminuzione probabilmente a 16 mln di tons, ma per aprile/giugno le previsioni sono ancora di un calo verso i 15,5 mln di tons. Questo in relazione ai precedenti dati del 2014, con 17,6 mln di tons, fanno presagire un aumento di prezzi per questo olio, anche se gli stock europei si prevedono (per fine giugno 2015) ad un totale di 1,5 / 1,6 mln di tons.

Le previsioni dei raccolti di seme di colza, sono a 69,1 mln di tons, contro le 70,21 mln di tons della scorsa stagione, gli stock finali (mondiali) sono visti a 6,93 contro i 7,82 del 2013/2014, mentre il rapporto stock/consumo dovrebbe attestarsi al 9,9% contro gli 11,6% della scorsa stagione.

Olio di girasole: -15US$/MT. La produzione di girasole è previ-sta a 40,96 mln di tons per il 2014/2015, contro i 43,22 mln di tons dell’anno precedente, con ending stocks visti a 1.6 mln di tons rispetto agli 1,7 mln di tons dello scorso anno. Le semine di gira-sole sono ancora lontane, quindi, i dati che verranno soprattutto dalla zona del mar Nero (ex repubbliche sovietiche) saranno fon-

damentali per decidere dove andrà il prezzo di questo prodotto.Olio palma: -15US$/MT. Dopo l’aumento di circa 200 ringgit/ton ve-

rificatosi durante la prima settimana di febbraio, e la chiusura di due giorni della Borsa Malese, a seguito dei festeggiamenti per il capo-danno cinese, il mercato ha riaperto con una diminuzione di circa 60 ringgit/ton. La divisione del sentimento del mercato, tra rialzisti, che guardano i dati che muovono la domanda, e i ribassisti, che conside-rano i dati relativi all’offerta, rimane molto accesa. Sebbene la differen-za di produzione di 1,63 mln di ton tra il 2014/2015 (71,16 mln di tons) e il 2013/2014 (69.53 mln di tons), sembrerebbe un dato rialzista rispetto alle 2,93 mln di tons (tra 2013/2014 e 2012/2013) e 4,93 mln di tons (tra 2012/2013 e 2011/2012), gli stock finali previsti sono a 10,3 mln di tons, contro i 10,35 mln di tons dello scorso anno e i 10,18 mln di tons dell’anno precedente, evidenziando una proporzionalità di crescita tra domanda e offerta, dato che tende a mantenere il mercato invariato.

Biodiesel: Come si è detto nel precedente contributo, tutti aspettano le decisioni finali dell’Indonesia per l’obbligatorietà della miscelazione del biodiesel, ma anche la Malesia ha prospettato un aumento della miscelazione di biodiesel nel gasolio. Sicuramente la minor domanda di olio di palma per produzione di biodiesel, so-prattutto in Europa, potrebbe bilanciare la maggior domanda nei Paesi estremo orientali. Vi terremo aggiornati sugli sviluppi.

Queste le quotazioni alla chiusura delle contrattazioni a Rotterdam, venerdì 20 febbraio (1€=1,1358)

la rubrica carburanti di

QE

prezziCheck-Up Con Check-Up Prezzi QE, Quotidiano Energia - in collaborazione con Oil & Energy Consulting – fornisce il monitoraggio e la sintesi dei prezzi dei carburanti praticati sul territorio dalle grandi Compagnie e dai No Logo. Valori in continuo movimento, in funzione della crescente

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Opec, ipotesi vertice straordinarioAlison-Madueke: “Entro sei settimane” se i prezzi scenderanno ancora. Ma arrivano già le prime smentite

Se il prezzo del barile “dovesse scen-dere ulteriormente è molto probabile la convocazione di un vertice straordinario dell’Opec entro le prossime sei settima-ne”. L’ha annunciato al “Financial Times” il ministro del Petrolio nigeriano nonché presidente del Cartello, Diezani Alison-Madueke, precisando di aver “già preso contatto con altri membri”.

Secondo Alison-Madueke, inoltre, qua-si tutti i Paesi dell’organizzazione, fatta eccezione del blocco arabo, sarebbero “molto favorevoli” a questa opzione.

In quanto presidente Opec, lo ricordiamo, il ministro di Abuja ha la responsabilità di coordinare i diversi membri e il segretariato generale nel caso di meeting d’emergenza.

Nelle ultime ore, intanto, alcuni delegati del Cartello hanno smentito alla “Reuters” qualsiasi ipotesi di un vertice prima di quel-lo già pianificato per il prossimo giugno.

russia-ucraina, nuova crisi gasGazprom: forniture Ue a rischio se Naftogaz non pagherà

Ennesima guerra del gas tra Mosca e Kiev, innescata questa volta dalle “forniture umanitarie” inviate da Gazprom alle regioni ucraine di Donetsk e Lugansk controllate dai ribelli filorussi, che secondo la compagnia di Stato Naftogaz sarebbero state stornate dai volumi destinati all’Ucraina.

Il 19 febbraio scorso, spiega una nota, sono stati ordinati a Gazprom 114 milioni di mc di gas già pagati in anticipo, ma il gruppo russo ha consegnato soltanto 47 mln mc. “Nafto-gaz considera questa mancata consegna una violazione del protocollo vincolante firmato il 30 ottobre 2014 dai ministri dell’Energia della Russia, Alexander Novak, e dell’Ucraina, Yuri Prodan, e dal commissario Ue all’Energia, Günther Oettinger” (QE 31/10/14), stigmatizza la nota, aggiungendo che al 23 febbraio il vo-lume prepagato e non ancora consegnato da Gazprom ammonta a 287 mln mc.

Immediata la replica di Gazprom, che ha avvertito l’Europa di un possibile blocco delle forniture entro un paio di giorni, cioè il lasso di tempo in cui l’Ucraina consumerà presu-mibilmente i 219 mln mc di gas prepagati che ancora restano al Paese. Se non sarà effet-tuato il prepagamento per il mese di marzo, minaccia Gazprom, la Russia sarà costretta a interrompere le forniture, con “seri rischi per il transito del gas verso l’Europa”.

Le nuove tensioni hanno provocato un au-mento delle quotazioni del gas in Europa. Il benchmark britannico “front-month” è cre-sciuto stamattina del 2,6% all’Ice Futures Europe di Londra.

unione energetica: “Puntare su upstream”Il position paper dell’associazione E&P Iogp alla vigilia dell’annuncio della Commissione europea

Un’Unione energetica di successo non potrà prescindere da un sostegno europeo all’E&P domestico e dei Paesi limitrofi. Questa la posizione espressa dall’International Association of Oil & Gas Producers (Iogp) alla vigilia della presentazione del nuovo pacchetto eu-ropeo per l’energia. Oltre a sottolineare la centralità dell’upstream, l’associazio-ne punta il dito anche sulle politiche a garanzia della competitività dei mercati per affrontare le sfide a cui va incontro il Vecchio Continente.

“C’è gas in abbondanza all’interno e nei dintorni dell’Europa: nel Mare del Nord, nel Mar Nero, nel Caspio, nel Me-diterraneo e nell’Artico, oltre allo shale gas”, ha spiegato il direttore affari eu-ropei di Iogp, Roland Festor, “L’Unione europea deve trarre beneficio da questo potenziale, che può generare royalty, combustibili ecocompatibili, nuovi posti di lavoro e innovazione”.

Il gas, secondo l’associazione, recite-rà un ruolo vitale per la sicurezza degli approvvigionamenti, aiutando oltretut-to a soddisfare le ambizioni ambientali. A riguardo, infatti, lo switch dal carbone potrebbe quasi dimezzare le emissioni di CO2 e le centrali a gas garantirebbe-ro inoltre il “bilanciamento” di rinnovabili come eolico e solare.

Per quanto riguarda il mercato, infine, Festor ha spiegato che “l’Unione ener-getica dovrebbe puntare su misure che incrementino la competizione piuttosto che indebolirla”, mettendo in guardia “su-gli acquisti comuni” e invitando la Ue a “prendere in considerazione i programmi di gas release e la promozione di liberaliz-zazioni dei prezzi tra i Paesi membri e di mercati gas&power all’ingrosso ben fun-zionanti”.

riserva ets, europarlamento anticipa al 2018No a restituzione EUA backloading. Dichiarazione di 9 Paesi Ue

La Commissione Ambiente del Parlamento europeo (Envi) ha approvato oggi con 57 voti a favore e 10 contrari la proposta di decisione che istituisce la riserva di quo-te Ets finalizzata a stabilizzare il mercato della CO2 (QE 22/1). Gli europarlamentari hanno inoltre deciso di anticipare al 31 dicembre 2018 (tre anni prima di quanto pre-visto dalla proposta di Bruxelles) l’entrata in vigore della riserva, alla quale saranno anche trasferite le 900 milioni di EUA 2014-2016 destinate al backloading, che non saranno dunque restituite al mercato. In aggiunta, la Envi ha proposto di investire gli introiti della vendita all’asta di 300 mln di EUA in uno speciale “Energy Innovation Fund”, destinato ad aiutare l’industria nella transizione verso le tecnologie energe-tiche low-carbon.

La Commissione Ambiente ha assegnato all’europarlamentare Ivo Belet il mandato ad avviare direttamente i negoziati con gli Stati membri, allo scopo di arrivare a un ac-cordo definitivo al più presto possibile, rileva una nota. “Una netta maggioranza degli Stati membri concorda con l’Europarlamento e sono perciò fiducioso di poter arrivare presto a un accordo”, ha commentato Belet.

In effetti, i ministri di 9 Paesi europei (Danimarca, Germania, Lussemburgo, Malta, Norvegia, Olanda, Regno Unito, Slovenia e Svezia) hanno diffuso ieri una dichiarazione congiunta in cui chiedono la rapida approvazione della riserva di stabilità Ets e la sua anticipazione al 2017, nonché il trasferimento alla riserva delle EUA del backloading.

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AttuALItà

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consumo, ma tale effetto viene smorzato dall’elaborazione del prezzo unico nazio-nale (PUN): anche a fronte di prezzi zonali negativi, il PUN potrebbe risultare comun-que positivo, annullando così parzialmen-te il segnale di prezzo. Questi potenziali benefici per i consumatori all’ingrosso sarà tuttavia difficile vederli trasmessi ai clienti finali del mercato retail, poiché la componente energia pesa per circa la metà del costo complessivo della forni-tura e inoltre è poco sensibili al prezzo orario spot. Al contrario i consumatori potrebbero percepire un lieve aumen-to della componente A3 per effetto della socializzazione degli extra-esborsi per gli impianti TO e CIP6 in caso di prezzi spot negativi.

In conclusione a questa analisi si può dire che il vantaggio principale dell’intro-duzione dei prezzi negativi nel disegno di mercato italiano potrebbe essere la possi-bilità di valorizzare maggiormente i servizi di flessibilità offerti in MSD dagli impianti abilitati. La portata dei rischi in MGP sem-brerebbe invece limitata alla reale forma-zione di prezzi spot negativi nelle situazio-ni critiche con eccesso di offerta e basso carico.

L’effetto di ribasso dei prezzi spot do-vuto all’overgeneration dovrebbe infine essere da stimolo per un maggior equili-brio fra domanda e offerta, promuovendo la flessibilizzazione del sistema attraverso una partecipazione più attiva della do-manda e lo sviluppo di tecnologie di ac-cumulo. Inoltre la completa integrazione dei mercati elettrici nel market coupling dovrebbe favorire ulteriormente l’equili-brio fra generazione e carico grazie all’e-stensione del mercato contendibile dalla generazione e ad una allocazione più effi-ciente delle capacità di scambio con Pa-esi esteri.

*rSe, dipartimento Sviluppo dei Siste-mi energetici

dA PAGInA 7 - PrezzI neGAtIVI neL mercAtO eLettrIcO ItALIAnO: rIScHIO O OPPOrtunItà?

ue 2030, possibile integrare il 60% di ferServono misure tecniche e regolatorie. Studio di Dnv, Nera e Icl

Integrare fino al 60% di energia prodotta da rinnovabili nel sistema elettrico europeo entro il 2030 è possibile. E’ la conclusione di uno studio di Dnv GL, Nera Economic Con-sulting e Imperial College London, secondo cui sarà però necessaria un’estesa espan-sione delle reti di trasmissione e distribuzione e della generazione convenzionale di ba-ckup. Tale espansione, ha comunque sottolineato il direttore Section Energy Markets di Dnv e project manager dello studio, Christian Hewicker, potrà essere ridotta al minimo introducendo “misure tecniche, regolatorie e di mercato specifiche”.

Lo studio “Integration of renewable energy in Europe”, commissionato dalla Commis-sione europea, rileva innanzitutto che i costi dell’integrazione delle Fer nella rete dipen-dono fortemente dalle caratteristiche dei diversi sistemi locali e dal mix di tecnologie di generazione distribuita utilizzato (eolico, solare, mini-Chp etc.).

In generale, tuttavia, i costi di sviluppo delle reti di distribuzione potranno essere ri-dotti ricorrendo alle smart grid, ad esempio attraverso il controllo attivo del voltaggio, l’uso selettivo degli accumuli locali o la restrizione limitata della produzione fotovoltaica per evitare picchi eccessivi di generazione decentralizzata.

Un ruolo importante dovrà poi essere attribuito alla risposta sul lato della domanda, che permetterà di ridurre i costi specialmente alla luce della significativa crescita del ca-rico prevista dalla Roadmap Energia Ue al 2050. Se la “demand response” sarà impie-gata assieme a una equilibrata distribuzione geografica degli impianti Fer (spostandoli cioè verso i centri di carico), i costi potranno scendere significativamente.

Quanto alle misure regolatorie e di mercato, lo studio (disponibile in allegato sul sito di QE) cita in particolare l’incentivazione di uno sviluppo parallelo e coordinato delle infrastrutture di rete con gli impianti da Fer, la promozione di una generazione decentra-lizzata ben bilanciata e lo stimolo all’utilizzo delle tecnologie innovative.

mercato elettrico, l’Italia è in europaSuccesso del market coupling lanciato oggi da Gme e Terna

Il sistema elettrico italiano è accoppiato da oggi con quello di altri 18 Paesi europei. Grazie al pieno successo del market coupling avviato stamattina, infatti, le frontiere della Penisola con Francia, Austria e Slovenia sono adesso collegate attraverso il Multi-regional coupling (Mrc) con la maggior parte dei mercati elettrici dell’Unione europea, dalla Finlandia al Portogallo.

Per la prima volta - sottolinea una nota congiunta dei gestori di rete e piattaforme energetiche coinvolte (per l’Italia il Gestore dei mercati energetici e Terna) - la capacità sulle frontiere italo-au-striaca, italo-francese e italo-slovena è stata assegnata implicitamente attraverso la soluzione Price coupling of regions (Pcr) per i mercati del giorno prima (“day-ahead”), integrando tali fron-tiere nell’area Mrc. Questo accoppiamento del prezzo pieno, precisa la nota, permette il calcolo simultaneo dei prezzi dell’elettricità e dei flussi transfrontalieri in tutta la regione, portando un beneficio ai consumatori finali derivante da un uso più efficiente della rete e delle infrastrutture transfrontaliere come conseguenza di un maggiore coordinamento tra i mercati dell’energia.

La capacità transfrontaliera di tutti i dispositivi di interconnessione all’interno e tra i seguenti Paesi è adesso assegnata entro il termine del giorno prima: Austria, Belgio, Danimarca, Esto-nia, Finlandia, Francia, Germania, Gran Bretagna, Italia, Lettonia, Lituania, Lussemburgo, Olanda, Norvegia, Polonia (tramite il SwePol link), Portogallo, Slovenia, Spagna e Svezia. La quantità media giornaliera oggetto di clearing nei 19 Paesi sarà di oltre 4 TWh, pari ad un con-trovalore medio giornaliero superiore ai 150 milioni di euro.

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