Workshop SAFE 2013 20 maggio 2013, ore 18,00 Camera dei Deputati, Sala del Refettorio Valeria Termini Componente dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas Vice-Presidente del Consiglio dei regolatori europei dell'energia (Ceer) Membro del Board dell Agency for Cooperation of Energy Regulators (ACER)
2 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Prezzi del gas all Henry Hub $/MMBtu 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* * Media 1 gennaio - 11 marzo. Fonte: Bloomberg.
Geopolitica dell energia: prezzi e consumi del petrolio 1964-2010 Prezzo del petrolio Consumo mondiale di petrolio Milioni di barili al giorno 3
200 The increase in gas flows Natural gas net export flows Source: IEA, Natural gas information 2012 Billions of cubic meters 100 0-100 America (non USA) USA Asia Europa Russia/Central Asia Africa Middle East -200-300 1971 1973 1990 2000 2007 2008 2009 2010 2011 4
Gas trade flows 5 Source: BP
Mix di generazione: come si produce energia elettrica crescita dell importanza di gas e rinnovabili come fonti primarie 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010 Italy France Germany Spain UK European Union Coal, lignite Oil Natural gas Nuclear Renewables (hydro, wind, solar, geothermal) Other Fonte: Enerdata 6
Dov è lo shale gas? Stima di 48 bacini di shale gas in 32 Paesi Fonte: EIA 7
Growth of shale gas production 280 Shale gas worldwide production 240 200 160 bcm 120 80 40 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 8 Source: IEA and AEEG elaborations
Una nuova industria del gas La crescita del peso del LNG Quota di LNG sul totale delle esportazioni di gas fonte: IEA 32% 30% 28% 26% 24% 22% 20% 2006 2007 2008 2009 2010 La quota di LNG sul totale export gas è aumentata del 24% tra il 2006 e il 2010. In volume l aumento delle esportazioni di LNG è stato del 37% 9
LNG global import and export M(m 3 ) 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Import Export Import Export Import Export Import Export Import Export America Asia Europa Africa Australia Fonte: Gl obal LNG. 1997 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 10
120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 Dove va il GNL Importazioni di LNG per paese di destinazione fonte: IEA 11 Milioni di metri cubi Argentina Belgium Brazil Canada Chile China Taipei Dominican rep France Greece India Italy Japan Korea Kuwait Mexico Norway Poland Portugal Puertorico Spain Turkey UK USA 2006 2010 = >
90000 80000 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 Da dove viene il GNL Esportazioni di LNG per Paese di origine Fonte IEA (2011) 2006 2010 12 Milioni di metri cubi Australia United States Russia Algeria Brunei Egypt Eq. Guinea Indonesia Libya Malaysia Nigeria Norway Oman Peru Qatar Trinidad U.A.E. Yemen Non Specified
World s major LNG exporting and importing countries Source: BG group 13
01-12 03-12 05-12 07-12 09-12 20 15 10 5 0 Regional gas prices Gas prices Sources: Platts, EIA, World Gas Intelligence 14 11-09 01-10 03-10 05-10 07-10 09-10 11-10 01-11 03-11 05-11 07-11 09-11 11-11 USA (Henry Hub) GNL Asia Eu Hubs Avg 09-09 07-09 05-09 03-09 01-09 ($/MMBtu)
Changes in relative prices: oil-gas decoupling Oil and Gas prices Sources: Platts, EIA 14 140 12 120 10 100 Natural Gas ($/MMBtu) 8 6 80 60 Oil ($/Barrel) 4 40 2 20 0 09-11 11-11 01-12 03-12 05-12 07-12 09-12 11-12 05-11 07-11 01-11 03-11 09-10 11-10 01-09 03-09 05-09 07-09 09-09 11-09 01-10 03-10 05-10 07-10 0 Brent USA (Henry Hub) 15
The emergence of gas hubs in Europe 16
Where does gas come from? TAP GALSI ITGI MEDGAZ TRANSMED Source: ATKearney 17
Energy dependence of the EU is strong (net imports on primary energy consumption, 2010) 90% 80% 70% 60% 50% 40% 86.2% 82.1% 30% 20% 10% 50.3% 63.2% 29.5% 55.5% 0% Italy France Germany Spain United Kingdom European Union 18
La crescita dello spot Offerta di gas per tipo di contratto, EU+Svizzera+Turchia 1% 2% 5% 9% 11% 11% percentuale del totale offerto 21% 69% 22% 65% 26% 58% LNG_spot LNG_oil_idx Pipe_spot Pipe_oil_idx 2008 2009 2010 Fonte: Carnegie Endowment for International Peace (2011) 19
Trasmissione elettrica Remunerazione base Investimenti realizzati fino al 31 dicembre 2011 7,40% Investimenti successivamente al 1 gennaio 2012 8,40% Extra remunerazione I=1: investimenti di rinnovo, investimenti derivanti da obblighi normativi, ed altri investimenti diversi 0% da quelli di cui alle successive categorie I=2: investimenti di sviluppo della capacità di trasporto non riconducibili alla successiva tipologia I=3, ivi inclusi gli investimenti relativi al Piano di difesa di cui all articolo 1 quinquies, comma 9, della 1,5% per 12 anni legge n. 290/03: I=3: investimenti di sviluppo della capacità di trasporto relativi a progetti strategici per il sistema energetico, volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato, o ad incrementare la Net Transfer 2% per 12 anni Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche I=4: investimenti in progetti pilota relativi a sistemi di accumulo 2% per 12 anni 20
Distribuzione elettrica Remunerazione base Investimenti realizzati fino al 31 dicembre 2011 7,60% Investimenti successivamente al 1 gennaio 2012 8,60% Extra remunerazione DQPR=1 investimenti di sostituzione dei trasformatori esistenti nelle cabine di trasformazione MT/BT con nuovi trasformatori a basse perdite e installazione di nuovi trasformatori a basse perdite in cabine di trasformazione MT/BT esistenti o di nuova realizzazione DQPR=2 investimenti relativi a progetti pilota, selezionati con deliberazione dell Autorità ARG/elt 12/11 (smart grid) DQPR=3 investimenti di rinnovo e potenziamento delle reti in media tensione nei centri storici 1,5% per 8 anni 2% per 12 anni 1,5% per 12 anni DQPR=4 investimenti di potenziamento delle capacità di trasformazione delle cabine primarie nelle aree critiche DQPR=5 investimenti in progetti pilota relativi a sistemi di accumulo 1,5% per 12 anni 2% per 12 anni DQPR=6 investimenti diversi dalle precedenti categorie 0% 21
Trasporto gas Remunerazione base 6,40% Extra remunerazione T=1 investimenti di sostituzione 0% T=2 investimenti destinati alla sicurezza, alla qualità del gas e al sostegno al mercato che non comportano la realizzazione di nuova capacità di trasporto 1% per 5 anni T=3 investimenti destinati alla realizzazione di nuova capacità di trasporto di rete regionale 2% per 7 anni T=4 investimenti destinati alla realizzazione di nuova capacità di trasporto di rete nazionale 2% per 10 anni T=5 investimenti destinati alla realizzazione di nuova capacità di trasporto di rete nazionale funzionale alla capacità di importazione 3% per 10 anni T=6 investimenti destinati a rendere disponibile una maggiore capacità in ingresso alle frontiere, anche al fine di immettere quantitativi di Gnl rigassificati da navi metaniere con sistemi di 3% per 15 anni rigassificazione a bordo 22
Rigassificazione gas Remunerazione base 8,20% Extra remunerazione G=1: investimenti di sostituzione e derivanti da obblighi normativi, inclusi gli investimenti destinati alla sicurezza 0% G=2: investimenti che determinano un incremento del fattore di utilizzazione del terminale senza richiedere potenziamenti, o investimenti destinati ad un potenziamento delle capacità di rigassificazione dei terminali esistenti inferiore al 30% 2% per 8 anni G=3: investimenti destinati ad un potenziamento delle capacità di rigassificazione dei terminali esistenti maggiore del 30% o alla realizzazione di nuovi terminali 3% per 16 anni 23
Workshop SAFE 2013 20 maggio 2013, ore 18,00 Camera dei Deputati, Sala del Refettorio Valeria Termini Componente dell Autorità per l Energia Elettrica e il Gas Vice-Presidente del Consiglio dei regolatori europei dell'energia (Ceer) Membro del Board dell Agency for Cooperation of Energy Regulators (ACER)
2 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Prezzi del gas all Henry Hub $/MMBtu 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* * Media 1 gennaio - 11 marzo. Fonte: Bloomberg.
Geopolitica dell energia: prezzi e consumi del petrolio 1964-2010 Prezzo del petrolio Consumo mondiale di petrolio Milioni di barili al giorno 3
200 The increase in gas flows Natural gas net export flows Source: IEA, Natural gas information 2012 Billions of cubic meters 100 0-100 America (non USA) USA Asia Europa Russia/Central Asia Africa Middle East -200-300 1971 1973 1990 2000 2007 2008 2009 2010 2011 4
Gas trade flows 5 Source: BP
Mix di generazione: come si produce energia elettrica crescita dell importanza di gas e rinnovabili come fonti primarie 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010 2000 2010 Italy France Germany Spain UK European Union Coal, lignite Oil Natural gas Nuclear Renewables (hydro, wind, solar, geothermal) Other Fonte: Enerdata 6
Dov è lo shale gas? Stima di 48 bacini di shale gas in 32 Paesi Fonte: EIA 7
Growth of shale gas production 280 Shale gas worldwide production 240 200 160 bcm 120 80 40 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 8 Source: IEA and AEEG elaborations
Una nuova industria del gas La crescita del peso del LNG Quota di LNG sul totale delle esportazioni di gas fonte: IEA 32% 30% 28% 26% 24% 22% 20% 2006 2007 2008 2009 2010 La quota di LNG sul totale export gas è aumentata del 24% tra il 2006 e il 2010. In volume l aumento delle esportazioni di LNG è stato del 37% 9
LNG global import and export M(m 3 ) 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Import Export Import Export Import Export Import Export Import Export America Asia Europa Africa Australia Fonte: Gl obal LNG. 1997 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 10
120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 Dove va il GNL Importazioni di LNG per paese di destinazione fonte: IEA 11 Milioni di metri cubi Argentina Belgium Brazil Canada Chile China Taipei Dominican rep France Greece India Italy Japan Korea Kuwait Mexico Norway Poland Portugal Puertorico Spain Turkey UK USA 2006 2010 = >
90000 80000 70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 Da dove viene il GNL Esportazioni di LNG per Paese di origine Fonte IEA (2011) 2006 2010 12 Milioni di metri cubi Australia United States Russia Algeria Brunei Egypt Eq. Guinea Indonesia Libya Malaysia Nigeria Norway Oman Peru Qatar Trinidad U.A.E. Yemen Non Specified
World s major LNG exporting and importing countries Source: BG group 13
01-12 03-12 05-12 07-12 09-12 20 15 10 5 0 Regional gas prices Gas prices Sources: Platts, EIA, World Gas Intelligence 14 11-09 01-10 03-10 05-10 07-10 09-10 11-10 01-11 03-11 05-11 07-11 09-11 11-11 USA (Henry Hub) GNL Asia Eu Hubs Avg 09-09 07-09 05-09 03-09 01-09 ($/MMBtu)
Changes in relative prices: oil-gas decoupling Oil and Gas prices Sources: Platts, EIA 14 140 12 120 10 100 Natural Gas ($/MMBtu) 8 6 80 60 Oil ($/Barrel) 4 40 2 20 0 09-11 11-11 01-12 03-12 05-12 07-12 09-12 11-12 05-11 07-11 01-11 03-11 09-10 11-10 01-09 03-09 05-09 07-09 09-09 11-09 01-10 03-10 05-10 07-10 0 Brent USA (Henry Hub) 15
The emergence of gas hubs in Europe 16
Where does gas come from? TAP GALSI ITGI MEDGAZ TRANSMED Source: ATKearney 17
Energy dependence of the EU is strong (net imports on primary energy consumption, 2010) 90% 80% 70% 60% 50% 40% 86.2% 82.1% 30% 20% 10% 50.3% 63.2% 29.5% 55.5% 0% Italy France Germany Spain United Kingdom European Union 18
La crescita dello spot Offerta di gas per tipo di contratto, EU+Svizzera+Turchia 1% 2% 5% 9% 11% 11% percentuale del totale offerto 21% 69% 22% 65% 26% 58% LNG_spot LNG_oil_idx Pipe_spot Pipe_oil_idx 2008 2009 2010 Fonte: Carnegie Endowment for International Peace (2011) 19
Trasmissione elettrica Remunerazione base Investimenti realizzati fino al 31 dicembre 2011 7,40% Investimenti successivamente al 1 gennaio 2012 8,40% Extra remunerazione I=1: investimenti di rinnovo, investimenti derivanti da obblighi normativi, ed altri investimenti diversi 0% da quelli di cui alle successive categorie I=2: investimenti di sviluppo della capacità di trasporto non riconducibili alla successiva tipologia I=3, ivi inclusi gli investimenti relativi al Piano di difesa di cui all articolo 1 quinquies, comma 9, della 1,5% per 12 anni legge n. 290/03: I=3: investimenti di sviluppo della capacità di trasporto relativi a progetti strategici per il sistema energetico, volti a ridurre le congestioni tra zone di mercato, o ad incrementare la Net Transfer 2% per 12 anni Capacity (NTC) sulle frontiere elettriche I=4: investimenti in progetti pilota relativi a sistemi di accumulo 2% per 12 anni 20
Distribuzione elettrica Remunerazione base Investimenti realizzati fino al 31 dicembre 2011 7,60% Investimenti successivamente al 1 gennaio 2012 8,60% Extra remunerazione DQPR=1 investimenti di sostituzione dei trasformatori esistenti nelle cabine di trasformazione MT/BT con nuovi trasformatori a basse perdite e installazione di nuovi trasformatori a basse perdite in cabine di trasformazione MT/BT esistenti o di nuova realizzazione DQPR=2 investimenti relativi a progetti pilota, selezionati con deliberazione dell Autorità ARG/elt 12/11 (smart grid) DQPR=3 investimenti di rinnovo e potenziamento delle reti in media tensione nei centri storici 1,5% per 8 anni 2% per 12 anni 1,5% per 12 anni DQPR=4 investimenti di potenziamento delle capacità di trasformazione delle cabine primarie nelle aree critiche DQPR=5 investimenti in progetti pilota relativi a sistemi di accumulo 1,5% per 12 anni 2% per 12 anni DQPR=6 investimenti diversi dalle precedenti categorie 0% 21
Trasporto gas Remunerazione base 6,40% Extra remunerazione T=1 investimenti di sostituzione 0% T=2 investimenti destinati alla sicurezza, alla qualità del gas e al sostegno al mercato che non comportano la realizzazione di nuova capacità di trasporto 1% per 5 anni T=3 investimenti destinati alla realizzazione di nuova capacità di trasporto di rete regionale 2% per 7 anni T=4 investimenti destinati alla realizzazione di nuova capacità di trasporto di rete nazionale 2% per 10 anni T=5 investimenti destinati alla realizzazione di nuova capacità di trasporto di rete nazionale funzionale alla capacità di importazione 3% per 10 anni T=6 investimenti destinati a rendere disponibile una maggiore capacità in ingresso alle frontiere, anche al fine di immettere quantitativi di Gnl rigassificati da navi metaniere con sistemi di 3% per 15 anni rigassificazione a bordo 22
Rigassificazione gas Remunerazione base 8,20% Extra remunerazione G=1: investimenti di sostituzione e derivanti da obblighi normativi, inclusi gli investimenti destinati alla sicurezza 0% G=2: investimenti che determinano un incremento del fattore di utilizzazione del terminale senza richiedere potenziamenti, o investimenti destinati ad un potenziamento delle capacità di rigassificazione dei terminali esistenti inferiore al 30% 2% per 8 anni G=3: investimenti destinati ad un potenziamento delle capacità di rigassificazione dei terminali esistenti maggiore del 30% o alla realizzazione di nuovi terminali 3% per 16 anni 23