I mercati liberalizzati dell'energia: vincoli e opportunità di offerte per le imprese
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I mercati liberalizzati dell’energia:
vincoli e opportunità di offerte per le
imprese
Milano 29 novembre Vantaggi e criticità delle offerte commerciali dopo la
liberalizzazione dei mercati energetici dopo la liberalizzazione dei mercati energetici,
Francesco.baldini@nomismaenergia.it
Novembre 2011Prezzi e previsioni:
OFFERTA E DOMANDA DI ENERGIA
IL PREZZO ALL’INDUSTRIA: LE PARTI EXTRA
ENERGIA
I CONTRATTI E I MERCATI DI ENERGIA ELETTRICA E
GAS NATURALE
PREVISIONI
Maggio 2011 2OFFERTA E DOMANDA DI
ENERGIA
Maggio 2011 3Offerta e Domanda di Energia Elettrica in Rete
La domanda di rete in calo: Ottobre segna un -1.8% sul 2011
Richiesta di rete di energia elettrica
TWh
32
31
Il trend dei consumi elettrici nazionali a
30 Ottobre 2011 (stimato su dati parziali del GME
e sui rapporti mensili di TERNA) registra un
29 trend negativo, si torna ai minimi del 2009.
il termoelettrico spinto anche dalle rinnovabili
28 perde un 10%.
27 Mentre il trend dei primi nove dieci mesi
segna un + 1.7% sul 2010.
26
Mentre le previsioni (scenario base) di Terna
25 parlano di 355 TWh al 2021 con una domanda
alla punta di 73 GWh: significa che in 10 anni
24 cresceremo solo di 20 GWh con una forte de
2008 2009 2010 2011 industrializzazione.
23
mag
lug
nov
dic
gen
feb
giu
ago
apr
ott
set
mar
Elaborazione NE Nomisma Energia su dati TERNA
4Le ultime previsioni di Terna
Scenario Sviluppo: PIL +0.8% anno, intensità Scenario Base: PIL +0.8% anno, intensità elettrica
elettrica +0.9% anno – 0.2 % anno
2010 2016 2021 2010-2021 2010 2016 2021 2010-2021
TWh TWh TWh t.m.a. % TWh TWh TWh t.m.a. %
Agricoltura 5,6 5,7 5,8 0,40% Agricoltura 5,6 5,9 6 0,6%
Industria 138,4 141 147,1 0,60% Industria 138,4 134,1 132,5 -0,4%
Beni intermedi 61,3 60,8 61,7 0,10% Beni intermedi 61,3 58,1 56,1 -0,8%
Non di base e altre 77,1 80,2 85,4 0,90% Non di base e altre 77,1 76,1 76,5 -0,1%
Terziario 96,3 118,6 141,8 3,60% Terziario 96,3 106,9 117,9 1,9%
Domestico 69,6 76,4 82,8 1,60% Domestico 69,6 73,9 77,4 1,0%
Totale consumi 309,9 341,8 377,5 1,80% Totale consumi 309,9 320,8 333,8 0,7%
Perdite di rete 20,6 22,2 22,5 0,80% Perdite di rete 20,6 20,8 21,1 0,2%
Italia 330,5 364 400 1,80% ITALIA 330,5 341,6 355 0,7%
Nello scenario base si raggiungono
Nello scenario sviluppo si
355TWh al 2021 e l’industria per
raggiungono 400 TWh al 2021
energia: deindustrializzazione
5Offerta e Domanda di Energia Elettrica in Rete
La crescita del gas (e delle rinnovabili)
LE FONTI PRIMARIE DELLA PRODUZIONE ELETTRICA Gli ultimi 40 anni sono stati caratterizzati in
Italia (ma anche in tutto il mondo occidentale)
da una fortissima crescita della domanda di
GWh Domanda di rete in Italia (inclusi autoconsumi)
450.000 energia in particolare per la mobilità e per
Gas Import
Nucleare Carbone l’energia elettrica.
400.000
Oil Altri fossili
Fotovoltaico Geotermico Nel grafico le fonti primarie alla base della
350.000
Biomasse Eolico produzione elettrica in Italia dal 1970 al 2011,
300.000 Idro
e la previsione al 2025 (evidente l’impatto della
250.000 crisi mondiale e la ripresa dal 2011).
200.000 Da evidenziare la crescita del gas e la fine
150.000 della produzione a olio combustibile.
100.000 La previsione è in linea con lo scenario
50.000 sviluppo di TERNA, il gas pesa oltre il 40%
nella produzione elettrica, un peso che rimane
0
invariato, mentre crescono le rinnovabili che
1970
1973
1976
1979
1982
1985
1988
1991
1994
1997
2000
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
arrivano quasi al 30% (dal 22% attuale).
Elaborazioni NE
6La provocazione
Meno gas
LE FONTI PRIMARIE DELLA PRODUZIONE ELETTRICA
Nello scenario di base la crescita della
domanda si arresta, le politiche di efficienza
GWh Domanda di rete in Italia (inclusi autoconsumi) energetica, insieme alla deindustrializzazione
400.000
Gas Import portano una stagnazione nel consumo
Nucleare Carbone
350.000 Oil Altri fossili elettrico.
Fotovoltaico Geotermico
300.000 Biomasse Eolico Se in contemporanea, viene sviluppato l’eolico
Idro
off-shore, il fotovoltaico diventa strutturale,
250.000
arrivano le importazioni da est.
200.000
In questo caso “basterebbero” due grossi
150.000 gruppi a carbone per rendere il gas naturale
molto meno impattante nel contesto nazionale
100.000
50.000
0
1970
1973
1976
1979
1982
1985
1988
1991
1994
1997
2000
2003
2006
2009
2012
2015
2018
2021
2024
Elaborazioni NE
7Offerta e Domanda di Gas Naturale
Il GY 10-11 in linea con il precedente
Sistemi Reti terzi
Produzione Totale Reti di Industrial Termoele Totale
Import di stocc e perdite
Nazionale Offerta distribuzione e ttrico Domanda
(1) (2)
GY 2007-2008 78,5 9,3 -0,3 87,5 34,6 20,3 29,4 3,3 87,5
GY 2008-2009 69,3 8,3 -0,4 77,2 33,5 12,2 28,7 2,9 77,2
GY 2009-2010 73,2 8,4 0,1 81,7 35,5 14,3 29,2 2,6 81,7
GY 2010-2011 72,7 8,1 -0,6 81,5 35,0 14,3 29,3 2,9 81,5
GY 2010-2011 vs GY GY 2007-2008 -7,3% -12,7% -6,9% 1,2% -29,7% -0,2% -10,6% -6,9%
GY 2010-2011 vs GY 2009-2010 -0,7% -3,2% -0,3% -1,6% 0,1% 0,3% 10,3% -0,3%
(1) Sistemi degli stoccaggI di STOGIT e di EDISON STOCCAGGIO ("+":erogazione)
(2) Comprende : transiti, esportazioni, riconsegne rete SGI, variazioni di invaso/svaso, perdite, consumi e il gas non contabilizzato
Elaborazioni NE - Nomisma Energia su dati di SRG
I dati di parziali del GY 2010-11 sembrano portare verso un sostanziale pareggio verso l’anno termico
precedente. Causa principale le temperature che non hanno spinto il civile.
La perdita rispetto ai volumi pre-crisi è del 7%. L’industria recupererà i livelli precedenti? Il termoelettrico
sembra non riuscire più a crescere.
Sul fronte offerta sempre più determinante l’import di gas
8Previsioni
Dove andrà il gas naturale? In figura, la domanda di gas naturale in
Italia: con la crisi siamo tornati indietro
di cinque anni e la domanda complice
Msmc consumi finali anche l’elettricità stenta a riprendere.
100.000 Si attendono le previsioni del ministero
dello sviluppo economico redatte dopo
90.000 la crisi, mentre le ultime stime
Consumi finali
80.000 dell’unione petrolifera arrivano a circa
70.000 94,8 Gsmc al 2020 (le stime precedenti
erano state di 98 e di 100 Miliardi)
60.000
Le incognite:
50.000
Il termoelettrico tornerà a crescere?
40.000
Con l’azzeramento dei piani “nucleari”
30.000 non c’è altra strada
20.000 Il futuro è nelle auto a gas?
10.000 e il contesto europeo? Il consumo
0 francese di gas nel 2010 è
incrementat0 del 13% sul 2009, e del
1960
1971
1974
1977
1980
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
2007
2010 9% sul 2008 diventeremo esportatori?
arriverà lo shale gas?
Le politiche di contenimento dei
consumi e le rinnovabili influenzeranno
Elaborazioni NE - Nomisma Energia su dati di la domanda del civile?
mercato
9IL PREZZO ALL’INDUSTRIA:
LE PARTI EXTRA ENERGIA
10Le parti extra energia della bolletta
Il continuo incremento delle parti A unito ai costi di trasporto e di dispacciamento comporta una spesa ormai superiore ai 40
€/MWh per una fornitura in media tensione. Difficile attenderne una riduzione: l’AEEG stima nei prossimi anni ulteriori
incrementi per i costi delle rinnovabili (la parte A3 oggi vale 27 €/MWh: supererà i 30 nel 2012 e tende a 50 €/MWh per il
2020.
Mentre anche per trasporto (trasmissione e distribuzione) è facile prevedere un incremento con il nuovo quadriennio
regolatorio (Robin Tax per Terna a parità di dividenti ….)
Sul dispacciamento inoltre peseranno sempre di più le rinnovabili che impongono a Terna maggior modulazione = maggiori
costi
Parte Variabile trasporto Parti A - UC - MCT Dispacciamento
4 trimestre 2011
3 trimestre 2011
2 trimestre 2011
1 trimestre 2011
4 trimestre 2010
3 trimestre 2010
2 trimestre 2010
1 trimestre 2010
4 trimestre 2009
3 trimestre 2009
2 trimestre 2009
Fonte: Elaborazione NE 1 trimestre 2009 c€/MWh
su dati AEEG
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5
11Come ci siamo arrivati?
Abbiamo confrontato le parti A del 2000 con quelle del 2011: l’incremento è del 571%
delibera
A2 A3 A4 A5 A6 Tot
244/2000
lire/kWh 0,400 2,800 4,000 0,400 1,000 8,600
C€/kWh 0,021 0,145 0,207 0,021 0,052 0,444
delibera
A2 A3 A4 A5 AS MCT UC1 UC3 UC4 UC5 UC6 UC7 tot
87/2011
C€/kWh 0,069 2,614 0,150 0,010 0,007 0,007 0,000 0,035 0,020 0,000 0,000 0,068 2,980
lire/kWh 57,7
[1] Fonte: Elaborazioni NE Nomisma Energia su dati AEEG
Nella stessa delibera il Ct (Costo termoelettrico) equivalente al costo medio di produzione di energia elettrica in Italia
vale 99,62 Lire/kWh = 5,17 C€/kWh, a Luglio 2011 il Ct_ICE di Nomisma Energia (parametro equivalente) vale 7,2
C€/kWh
In 10 anni: l’energia aumenta del 40%, le parti A del 571%.
E anche sul gas naturale conciano ad arrivare i primi oneri extra energia: nel 2010 sono state introdotte le componenti
GST, RET per le rinnovabili e per le forniture sociali che valgono circa 0,5 C€/smc e il decreto 28/2011 porta nuovi
oneri anche sul trasporto gas.
12I CONTRATTI E I MERCATI DI
ENERGIA ELETTRICA E GAS
NATURALE
Maggio 2011 13I contratti bilaterali : prezzi
Smaller (< 200.000 smc) Retail ( 50 Msmc)
Prezzi fissi;
Prezzi fissi;
Stoccaggio D.lgs. 130;
Indici gas;
Porfolio management
Gas release;
Periodi brevi di chiusura
Consorzi;
Pbase + 0 €/MWh
Pbase +2 €/MWhI contratti bilaterali: prezzi
Civile ( 100 GWh)
Prezzi fissi; Prezzi fissi;
Indici gas remix o Brent; Gestione portafoglio;
Consorzi; Import virtuale;
Pbase Power + 3 €/MWh Pbase Power – 10 €/MWhFormule contrattuali 2012
1- i prezzi fissi
Un deciso ribasso dei combustibili (vedi 2008) espone il prezzo a un disallineamento
Rischi
rispetto al mercato, in genere la salita del petrolio è indice di un mercato globale attivo.
Opportunità Garantisce maggior stabilità di spesa.
Punti deboli Difficile re ingegnerizzare il contratto in corso.
Punti forti Spesa e relativi budget “sicuri”. Facile gestione del contratto. Facile scelta del prezzo.
2 - i prezzi a
formula
Rischi Ripresa dei prezzi dei combustibili o del dollaro sull’Euro (vedi 2010-11)
Possibile scegliere tra varie indicizzazioni, se avere un prezzo nervoso o meno se legarsi
Opportunità
al cambio o meno. Tutti gli operatori lo quotano.
volatilità: niente budget “sicuro”, possibili congiunture sfavorevoli sui mercati petroliferi e
Punti deboli
del cambio.
Punti forti Possibile, ma costosa, fissazione del prezzo successiva al contratto.
3 - i prezzi spot
Rischi Mercato “spot” volatile, e rapido negli sbalzi.
Negli ultimi anni (post crisi) lo spot offre i prezzi migliori, non si intravede un
Opportunità
cambiamento. E in caso di ribassi è il primo a scendere.
Incertezza sul budget, necessità di seguire il contratto molto più da vicino. Non tutti gli
Punti deboli
operatori lo quotano
Si è sempre con un prezzo di mercato, Possibilità concreta di re ingegnerizzare contratto e
Punti forti gestire il prezzo. Non si è più legati al mercato petrolifero. Ottimizzazioni di gestione
portafoglio.
16Prezzo Forward Cal 2012
Prezzo cal 2012 in crescita a novembre 2011
€/MWh Italy quotazioni base load e peak calendar In figura sono riportate le quotazioni medie
100 settimanali dei prodotti standard per forniture
cal 2012 cal 2011 elettriche base load e peak Italy nei mercati
95 forward OTC all’ingrosso per consegna in
peak 2012 peak 2011
PCE (Piattaforma Conto Energia) anno 2011
90
registrate durante il 2010, e per l’anno 2012
registrate nel 2011.
85
Le quotazioni calendar 2012 registrate a
80 novembre 2011 mantengono l’ andamento
crescente acquisito a ottobre, accennando
75 però a fine mese una leggera decrescita.
attestandosi verso i 76,3 €/MWh, anche se
70 nelle ultimissime sessioni del mese (ancora
non registrate come media) i prezzi sono
65 nuovamente saliti,
60 Analogamente quelle peak 2012 crescono
febbraio
dicembre
gennaio
dicembre
maggio
settembre
novembre
giugno
agosto
ottobre
luglio
marzo
aprile
rispetto a ottobre, subendo però a fine mese
una leggera flessione, arrivando a 85,2
€/MWh.
Calendar è la quotazione di un MW in consegna fisica sulla PCE (piattaforma conto energia) nell’anno di
calendario successivo alla quotazione.
Sono prezzi molto più alti rispetto a quelli
Le quotazioni baseload (24 ore al giorno per tutti i giorni dell’anno) e peak (dalle 8 alle 20 dei giorni registrati nello stesso mese dell’anno
lavorativi) 2011 sono state registrate sui mercati OTC da gennaio 2010 a dicembre 2010 come prezzo
medio settimanale. precedente (circa il 10%) che si riflettono sui
Le quotazioni baseload (24 ore al giorno per tutti i giorni dell’anno) e peak (dalle 8 alle 20 dei giorni
lavorativi) 2012 sono state registrate sui mercati OTC da gennaio 2011 in avanti come prezzo medio bilaterali per il prossimo anno.
settimanale.
Elaborazioni NE - Nomisma Energia su dati di mercato
Novembre 2011 17Prezzo Forward Gas Year 2012
Prezzo gas year 2012-13 in rialzo
€/MWh Italy quotazioni gas year In figura sono riportate le quotazioni medie
gas year 2011-2012 gas year 2010-2011
settimanali dei prodotti standard Gas Year nei
mercati forward OTC all’ingrosso per
gas year 2012-2013
32 consegna in PSV per il Gas Year 2010/2011,
2011/2012 e 2012/2013 registrate nel gas
30 year precedente.
Le quotazioni Gas Year 2012/2013 rilevate a
28 novembre 2011 sono crescenti e poi costanti,
arrivando a 31,9 €/MWh.
26
I prezzi del gas sono sempre più riallienati a
quelli dei contratti di importazione indicizzati,
24
e molto distanti dai prezzi registrati nei due
anni precedenti.
22
20
gennaio
febbraio
giugno
agosto
novembre
dicembre
settembre
maggio
luglio
marzo
ottobre
Gas year (anno termico) è la quotazione di un MW in consegna fisica sulla PSV (Punto di Scambio
Virtuale) nell’anno termico (1c ottobre – 30 settembre) successivo alla quotazione.
Le quotazioni gas year 2010-2011 sono state registrate sui mercati OTC da ottobre 2009 a settembre
2010 come prezzo medio settimanale.
Le quotazioni gas year 2011-2012 sono state registrate sui mercati OTC da ottobre 2010 in avanti come
prezzo medio settimanale.
Elaborazioni NE - Nomisma Energia su dati di mercato
Novembre 2011 18PREVISIONI Maggio 2011 19
Previsioni IPEX
Prezzi spot in leggera discesa a ottobre
Andamento dei prezzi di picco e fuori picco in borsa e del prezzo gas A Ottobre scendono leggermente i prezzi
€/MW h spot, che fanno registrare un - 3% rispetto a
100,0 Pun Peak Pun Off Peak
settembre 2011. Stabili i prezzi spot di
index NE Ct_ICE
95,0 novembre.
90,0 Prosegue il distacco dei prezzi in Sicilia e la
85,0
più depressa in termini di prezzo zonale è la
zona nord.
80,0
Una dinamica prevista dal mercato con
75,0 quotazioni di fine anno più alte rispetto ai mesi
70,0
passati, e che lascia intravedere un inizio
2012 all’insegna dei rialzi, ma non per un
65,0
ripresa della domanda elettrica, quanto per il
60,0 continuo salire del prezzo del gas naturale alla
base dei costi marginali degli operatori.
55,0
Mentre per il 2012 si prevede una dinamica al
ribasso.
Indice Ct_ICE = Costo di produzione dell'energia elettrica con una centrale a gas naturale Ma anche una ripresa dei margini dei
a ciclo combinato con un rendimento del 56%, in fornitura con un contratto indicizzato a
ICE Brent (9-1-1) Ct ice=((18,812+(0,44304*(d-38,6))+4,042)/0,56)+5); dove 18,812 è un produttori.
P0 del gas a settembre 2009, 0,44304 una costante e 38,6 è l'indice Brent ICE al
settembre 2009; 4,042 sono i costi di trasporto e bilanciamento del gas con le tasse; 5 è
la stima dei costi dei certificati verdi.
Elaborazioni NE - Nomisma Energia su dati GME
20Analisi dei principali componenti della bolletta
elettrica
Il prezzo medio della bolletta elettrica per un cliente tipo nel 2011
€/MWh Perdite di rete 4
3,5
120,00 70 Tasse
Energia La componente energia, l’unica negoziabile è in
100,00 crescita=+5,5€/MWh
Le parti A e sono in forte
crescita soprattutto per le
80,00 rinnovabili=+4€/MWh
60,00
Dispacciamento
8
40,00 27 Su dispacciamento e trasporto su può agire
relativamente poco rappresentano costi di sistema
prevedibile un incremento con il nuovo periodo
Parti A UC regolatorio per il trasporto e per il dispacciamento
20,00
sempre più sotto pressione per le
Trasporto rinnovabili=+2€/MWh
7
0,00
Elaborazione NE Nomisma Energia
Nel 2011 il cliente tipo in MT da 50 GWh anno spende 119,5 €/MWh
La previsione del 2012 è di 131 €/MWh
21Davide Tabarelli
davide.tabarelli@nomismaenergia.it
Eugenia Famiglietti
eugenia.famiglietti@nomismaenergia.it
Francesco Baldini
Elvira Oliva
---------------------------------------------
NE – Nomisma Energia
Via Montebello, 2
40121 – Bologna (Italy)
Tel. +39 051 19986550
Fax. +39 051 19986580
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