I mercati liberalizzati dell energia: vincoli e opportunità di offerte per le imprese

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1 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 2011

2 Prezzi 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

3 OFFERTA E DOMANDA DI ENERGIA Maggio

4 Offerta 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 Il trend dei consumi elettrici nazionali a Ottobre 2011 (stimato su dati parziali del GME e sui rapporti mensili di TERNA) registra un trend negativo, si torna ai minimi del il termoelettrico spinto anche dalle rinnovabili perde un 10% Mentre il trend dei primi nove dieci mesi segna un + 1.7% sul Mentre le previsioni (scenario base) di Terna parlano di 355 TWh al 2021 con una domanda alla punta di 73 GWh: significa che in 10 anni cresceremo solo di 20 GWh con una forte de industrializzazione. gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic Elaborazione NE Nomisma Energia su dati TERNA 4

5 Le ultime previsioni di Terna Scenario Sviluppo: PIL +0.8% anno, intensità elettrica +0.9% anno Scenario Base: PIL +0.8% anno, intensità elettrica 0.2 % anno TWh TWh TWh t.m.a. % Agricoltura 5,6 5,7 5,8 0,40% Industria 138, ,1 0,60% Beni intermedi 61,3 60,8 61,7 0,10% Non di base e altre 77,1 80,2 85,4 0,90% Terziario 96,3 118,6 141,8 3,60% Domestico 69,6 76,4 82,8 1,60% Totale consumi 309,9 341,8 377,5 1,80% Perdite di rete 20,6 22,2 22,5 0,80% Italia 330, ,80% TWh TWh TWh t.m.a. % Agricoltura 5,6 5,9 6 0,6% Industria 138,4 134,1 132,5-0,4% Beni intermedi 61,3 58,1 56,1-0,8% Non di base e altre 77,1 76,1 76,5-0,1% Terziario 96,3 106,9 117,9 1,9% Domestico 69,6 73,9 77,4 1,0% Totale consumi 309,9 320,8 333,8 0,7% Perdite di rete 20,6 20,8 21,1 0,2% ITALIA 330,5 341, ,7% Nello scenario sviluppo si raggiungono 400 TWh al 2021 Nello scenario base si raggiungono 355TWh al 2021 e l industria per energia: deindustrializzazione 5

6 Offerta e Domanda di Energia Elettrica in Rete La crescita del gas (e delle rinnovabili) LE FONTI PRIMARIE DELLA PRODUZIONE ELETTRICA GWh Domanda di rete in Italia (inclusi autoconsumi) Gas Import Nucleare Carbone Oil Altri fossili Fotovoltaico Geotermico Biomasse Eolico Idro Gli ultimi 40 anni sono stati caratterizzati in Italia (ma anche in tutto il mondo occidentale) da una fortissima crescita della domanda di energia in particolare per la mobilità e per l energia elettrica. Nel grafico le fonti primarie alla base della produzione elettrica in Italia dal 1970 al 2011, e la previsione al 2025 (evidente l impatto della crisi mondiale e la ripresa dal 2011). Da evidenziare la crescita del gas e la fine della produzione a olio combustibile. La previsione è in linea con lo scenario sviluppo di TERNA, il gas pesa oltre il 40% nella produzione elettrica, un peso che rimane invariato, mentre crescono le rinnovabili che arrivano quasi al 30% (dal 22% attuale). Elaborazioni NE 6

7 La provocazione Meno gas LE FONTI PRIMARIE DELLA PRODUZIONE ELETTRICA GWh Domanda di rete in Italia (inclusi autoconsumi) Gas Import Nucleare Carbone Oil Altri fossili Fotovoltaico Geotermico Biomasse Eolico Idro Nello scenario di base la crescita della domanda si arresta, le politiche di efficienza energetica, insieme alla deindustrializzazione portano una stagnazione nel consumo elettrico. Se in contemporanea, viene sviluppato l eolico off-shore, il fotovoltaico diventa strutturale, arrivano le importazioni da est. In questo caso basterebbero due grossi gruppi a carbone per rendere il gas naturale molto meno impattante nel contesto nazionale Elaborazioni NE 7

8 Offerta e Domanda di Gas Naturale Il GY in linea con il precedente Import Produzione Nazionale Sistemi di stocc (1) Totale Offerta Reti di distribuzione Industrial e Termoele ttrico Reti terzi e perdite (2) Totale Domanda GY ,5 9,3-0,3 87,5 34,6 20,3 29,4 3,3 87,5 GY ,3 8,3-0,4 77,2 33,5 12,2 28,7 2,9 77,2 GY ,2 8,4 0,1 81,7 35,5 14,3 29,2 2,6 81,7 GY ,7 8,1-0,6 81,5 35,0 14,3 29,3 2,9 81,5 GY vs GY GY ,3% -12,7% -6,9% 1,2% -29,7% -0,2% -10,6% -6,9% GY vs GY ,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 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 8

9 Previsioni Dove andrà il gas naturale? Msmc consumi finali Consumi finali Elaborazioni NE - Nomisma Energia su dati di mercato 2010 In figura, la domanda di gas naturale in Italia: con la crisi siamo tornati indietro di cinque anni e la domanda complice anche l elettricità stenta a riprendere. Si attendono le previsioni del ministero dello sviluppo economico redatte dopo la crisi, mentre le ultime stime dell unione petrolifera arrivano a circa 94,8 Gsmc al 2020 (le stime precedenti erano state di 98 e di 100 Miliardi) Le incognite: Il termoelettrico tornerà a crescere? Con l azzeramento dei piani nucleari non c è altra strada Il futuro è nelle auto a gas? e il contesto europeo? Il consumo francese di gas nel 2010 è incrementat0 del 13% sul 2009, e del 9% sul 2008 diventeremo esportatori? arriverà lo shale gas? Le politiche di contenimento dei consumi e le rinnovabili influenzeranno la domanda del civile? 9

10 IL PREZZO ALL INDUSTRIA: LE PARTI EXTRA ENERGIA 10

11 Le 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 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 trimestre trimestre trimestre trimestre trimestre trimestre trimestre trimestre trimestre 2009 Fonte: Elaborazione NE su dati AEEG 2 trimestre trimestre 2009 c /MWh 0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 11

12 Come ci siamo arrivati? Abbiamo confrontato le parti A del 2000 con quelle del 2011: l incremento è del 571% delibera 244/2000 A2 A3 A4 A5 A6 Tot 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 87/2011 A2 A3 A4 A5 AS MCT UC1 UC3 UC4 UC5 UC6 UC7 tot 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 [1] Fonte: Elaborazioni NE Nomisma Energia su dati AEEG lire/kwh 57,7 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. 12

13 I CONTRATTI E I MERCATI DI ENERGIA ELETTRICA E GAS NATURALE Maggio

14 I contratti bilaterali : prezzi Smaller (< smc) Delibera ARG/gas 71/11: Offerte a sconto QE o QE+? Prezzi fissi; Dual fuel; Pbase + 5 /MWh e costo di attivazione/costi fissi Retail (< smc) Prezzi fissi; Index pubblici QE; Dual fuel Pbase + 4 /MWh Industriali (< 50 MSmc) Prezzi fissi; Indici gas; Gas release; Consorzi; Pbase +2 /MWh Energy intensive (> 50 Msmc) Prezzi fissi; Stoccaggio D.lgs. 130; Porfolio management Periodi brevi di chiusura Pbase + 0 /MWh

15 I contratti bilaterali: prezzi Civile (<0,02 GWh) Offerte a sconto PE; Prezzi fissi; Dual fuel; Pbase Power + 0 /MWh PCV e costo di attivazione Retail (0,02-2 GWh) Prezzi fissi; Index pubblici ; Dual fuel Pbase Power + 10 /MWh Industriali (2-100 GWh) Prezzi fissi; Indici gas remix o Brent; Consorzi; Pbase Power + 3 /MWh Energy intensive (> 100 GWh) Prezzi fissi; Gestione portafoglio; Import virtuale; Pbase Power 10 /MWh

16 Formule contrattuali i prezzi fissi Rischi Opportunità Punti deboli Punti forti Un deciso ribasso dei combustibili (vedi 2008) espone il prezzo a un disallineamento rispetto al mercato, in genere la salita del petrolio è indice di un mercato globale attivo. Garantisce maggior stabilità di spesa. Difficile re ingegnerizzare il contratto in corso. 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 ) Opportunità Possibile scegliere tra varie indicizzazioni, se avere un prezzo nervoso o meno se legarsi al cambio o meno. Tutti gli operatori lo quotano. Punti deboli volatilità: niente budget sicuro, possibili congiunture sfavorevoli sui mercati petroliferi e del cambio. Punti forti Possibile, ma costosa, fissazione del prezzo successiva al contratto. 3 - i prezzi spot Rischi Opportunità Punti deboli Punti forti Mercato spot volatile, e rapido negli sbalzi. Negli ultimi anni (post crisi) lo spot offre i prezzi migliori, non si intravede un 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 operatori lo quotano Si è sempre con un prezzo di mercato, Possibilità concreta di re ingegnerizzare contratto e gestire il prezzo. Non si è più legati al mercato petrolifero. Ottimizzazioni di gestione portafoglio. 16

17 Prezzo Forward Cal 2012 Prezzo cal 2012 in crescita a novembre 2011 /MWh dicembre gennaio Calendar è la quotazione di un MW in consegna fisica sulla PCE (piattaforma conto energia) nell anno di calendario successivo alla quotazione. Le quotazioni baseload (24 ore al giorno per tutti i giorni dell anno) e peak (dalle 8 alle 20 dei giorni lavorativi) 2011 sono state registrate sui mercati OTC da gennaio 2010 a dicembre 2010 come prezzo medio settimanale. 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 settimanale. Novembre 2011 febbraio Italy quotazioni base load e peak calendar marzo aprile maggio giugno cal 2012 cal 2011 peak 2012 peak 2011 luglio agosto settembre ottobre novembre dicembre Elaborazioni NE - Nomisma Energia su dati di mercato In figura sono riportate le quotazioni medie settimanali dei prodotti standard per forniture elettriche base load e peak Italy nei mercati forward OTC all ingrosso per consegna in PCE (Piattaforma Conto Energia) anno 2011 registrate durante il 2010, e per l anno 2012 registrate nel Le quotazioni calendar 2012 registrate a novembre 2011 mantengono l andamento crescente acquisito a ottobre, accennando però a fine mese una leggera decrescita. attestandosi verso i 76,3 /MWh, anche se nelle ultimissime sessioni del mese (ancora non registrate come media) i prezzi sono nuovamente saliti, Analogamente quelle peak 2012 crescono rispetto a ottobre, subendo però a fine mese una leggera flessione, arrivando a 85,2 /MWh. Sono prezzi molto più alti rispetto a quelli registrati nello stesso mese dell anno precedente (circa il 10%) che si riflettono sui bilaterali per il prossimo anno. 17

18 Prezzo Forward Gas Year 2012 Prezzo gas year in rialzo /MWh Italy quotazioni gas year gas year gas year gas year In figura sono riportate le quotazioni medie settimanali dei prodotti standard Gas Year nei mercati forward OTC all ingrosso per consegna in PSV per il Gas Year 2010/2011, 2011/2012 e 2012/2013 registrate nel gas year precedente. Le quotazioni Gas Year 2012/2013 rilevate a novembre 2011 sono crescenti e poi costanti, arrivando a 31,9 /MWh. I prezzi del gas sono sempre più riallienati a quelli dei contratti di importazione indicizzati, e molto distanti dai prezzi registrati nei due anni precedenti. 20 ottobre novembre dicembre gennaio febbraio marzo maggio giugno luglio agosto settembre 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 sono state registrate sui mercati OTC da ottobre 2009 a settembre 2010 come prezzo medio settimanale. Le quotazioni gas year sono state registrate sui mercati OTC da ottobre 2010 in avanti come prezzo medio settimanale. Novembre 2011 Elaborazioni NE - Nomisma Energia su dati di mercato 18

19 PREVISIONI Maggio

20 Previsioni IPEX Prezzi spot in leggera discesa a ottobre Andamento dei prezzi di picco e fuori picco in borsa e del prezzo gas /MWh 100,0 Pun Peak Pun Off Peak 95,0 90,0 85,0 80,0 75,0 70,0 65,0 60,0 55,0 index NE Ct_ICE Indice Ct_ICE = Costo di produzione dell'energia elettrica con una centrale a gas naturale 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 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 A Ottobre scendono leggermente i prezzi spot, che fanno registrare un - 3% rispetto a settembre Stabili i prezzi spot di novembre. Prosegue il distacco dei prezzi in Sicilia e la più depressa in termini di prezzo zonale è la zona nord. Una dinamica prevista dal mercato con quotazioni di fine anno più alte rispetto ai mesi passati, e che lascia intravedere un inizio 2012 all insegna dei rialzi, ma non per un ripresa della domanda elettrica, quanto per il continuo salire del prezzo del gas naturale alla base dei costi marginali degli operatori. Mentre per il 2012 si prevede una dinamica al ribasso. Ma anche una ripresa dei margini dei produttori. 20

21 Analisi dei principali componenti della bolletta elettrica Il prezzo medio della bolletta elettrica per un cliente tipo nel 2011 /MWh Perdite di rete 120,00 Tasse 70 3, ,00 80,00 Le parti A e sono in forte crescita soprattutto per le rinnovabili=+4 /MWh Energia La componente energia, l unica negoziabile è in crescita=+5,5 /MWh 60,00 40,00 20,00 Trasporto Parti A UC 7 Dispacciamento 27 8 Su dispacciamento e trasporto su può agire relativamente poco rappresentano costi di sistema prevedibile un incremento con il nuovo periodo regolatorio per il trasporto e per il dispacciamento sempre più sotto pressione per le rinnovabili=+2 /MWh 0,00 Nel 2011 il cliente tipo in MT da 50 GWh anno spende 119,5 /MWh Elaborazione NE Nomisma Energia La previsione del 2012 è di 131 /MWh 21

22 Davide Tabarelli Eugenia Famiglietti Francesco Baldini Elvira Oliva NE Nomisma Energia Via Montebello, Bologna (Italy) Tel Fax