Petrolio
Carbone
Gas
Borsa elettrica Italia ed Europa
Gas Italia
Ambiente
Petrolio
Il mercato petrolifero ha segnato in agosto un punto di discontinuità, con una dinamica riflessiva dei prezzi del Brent Dated nonostante il contemporaneo combinarsi di grandi tensioni geopolitiche (Iraq, Libia, Israele-Hamas, Russia-Ucraina). Le quotazioni si sono infatti portate in media a meno di 102 doll./bbl, il minimo degli ultimi 14 mesi e toccato punte giornaliere inferiori alla tripla cifra. Quali le ragioni di una tale dinamica? Se si esclude la Libia, la produzione in Iraq non ha subito cali rilevanti e, al di là dei singoli casi, è il mercato nel suo complesso che ha saputo rispondere alle tensioni in corso, quel che si deve primariamente alla forte crescita della produzione di petrolio non-OPEC. Un altro fattore bearish riguarda la domanda, fortemente rivista al ribasso dall’AIE nel suo ultimo rapporto mensile con una correzione di circa 300.000 bbl./g per il 2014 ed una crescita ora attesa a 1,1 mil. bbl./g. Ma, tutto sommato, la domanda cresce ed in linea con il recente passato. Nonostante il quadro descritto, non va dimenticato poi che in diversi paesi produttori, specie in Medio Oriente, i rischi permangono elevati, e il loro venir meno è un’assunzione quantomeno poco realistica. L’assenza di un impatto sulla produzione corrente non esclude quindi futuri rischi.
Secondo Rie, nel prossimo futuro, una caduta verticale è improbabile, così come lo è un rialzo significativo: lo scenario cui si assegna maggiore probabilità è quello di un ridimensionamento delle quotazioni rispetto agli alti livelli degli ultimi anni e del primo semestre 2014, con valori compresi tra i 102 e i 105 doll./bbl nei prossimi 12 mesi. Il tutto nella consapevolezza di un mercato meno reattivo al quotidiano ma estremamente dinamico e in grado di scardinare in poco tempo capisaldi del settore.
Carbone
Agosto all’insegna del rialzo per il carbone CIF ARA, la cui media si attesta a 77,1 doll./tonn. Per tutto il mese il principale driver di mercato è stato l’evolversi della crisi russo-ucraina e l’impatto che questa ha esercitato sui prezzi di tutte le commodities, in primis il gas, a cui l’andamento del carbone è correlato. Inoltre, continua a sostenere i prezzi la politica massiccia di acquisti di un’ utility europea che ha ridato slancio ad una domanda sottotono.
La stima Rie è di un CIF ARA in calo per i prossimi due mesi, su livelli prossimi ai 76 doll./tonn. A partire dal mese di ottobre, invece, si stima una ripresa delle quotazioni che si riporteranno di nuovo sopra i 77 doll./bbl a partire da inizio 2015.
Gas
Dopo 7 mesi di ribasso, in agosto inversione del trend per i prezzi spot europei del gas, in relazione al peggioramento della crisi ucraina e al timore di ripercussioni sulle forniture russe all’Europa con l’avvicinarsi dell’inverno, a differenza di quanto è successo per i prezzi del petrolio, che dopo una fase di stabilità conoscono un calo significativo nel mese in esame. Le quotazioni del gas day-ahead sono cresciute del 7,6% al NBP (17,4 €/MWh – media mensile) e del 5,9% al TTF (ancora 17,4 €/MWh) e anche i prodotti a termine, con maggiori variazioni per le prime scadenze, hanno conosciuto rialzi. Il 1 settembre i prezzi day-ahead agli hubs nord-europei hanno poi raggiunto i 21 €/MWh, livello non più riscontrato da metà aprile, complice anche una riduzione di offerta nel sistema inglese (da Norvegia e Qatar), mentre il prodotto «month-ahead» ha conosciuto rialzi intono al 13-15%, in parte ridimensionati nei due giorni successivi. Anche il PSV registra in agosto un aumento del DA di 4,4% salendo a 19,3 €/MWh in media mensile e poi fino ai 23,5 €/MWh ad inizio settembre. La differenza con il TTF risulta in agosto di 1,8 €/MWh (+11%) per aumentare intorno ai 2,5 €/MWh i primissimi giorni di settembre. Il mercato del bilanciamento (G+1) chiude agosto in media a 21,25 €/MWh, discostandosi per la prima volta in maniera sensibile dalle quotazioni del PSV: quasi 2 euro in più.
Secondo dati WGI, che dichiara di assumere le rinegoziazioni dei contratti a lungo termine degli ultimi mesi, tra cui quelle ENI-Russia e GdF-Norvegia/Paesi Bassi, indicativamente i prezzi di importazione alla frontiera dell’UE continentale risultano in media stabili vs luglio: 9,8 doll./Mbtu (circa 25,1 €/MWh). La differenza tra border prices e prezzi ai principali hubs (questi ultimi in media intorno al valore di 6,9 se espressi in doll./Mbtu) cala quindi leggermente rispetto al mese precedente, ma rimane orientativamente del 30% circa. In Asia i prezzi del GNL spot risultano in ripresa riportandosi sopra gli 11 doll./Mbtu. Negli USA, le quotazioni a pronti e futures prima scadenza dell’Henry Hub chiudono in media su 3,9 doll./Mbtu, sostanzialmente stabili rispetto al mese precedente.
Borsa elettrica Italia ed Europa
Andamento contrastato per i prezzi delle principali piazze europee. Ad agosto è ancora la borsa francese ad esprimere i prezzi più bassi, pari a 23,0 €/MWh, con una diminuzione rispetto a luglio del 10,5%, seguita dalla borsa tedesca che cede il 9,8%. I prezzi più elevati si sono invece registrati in Spagna, 49,8 €/MWh, con una crescita del 3,0% rispetto a luglio, seguita dall’Italia, +2,8%.
Sull’ IPEX agosto mostra ancora un PUN con una dinamica ribassista rispetto al 2013, mentre risulta in incremento confrontato con il mese precedente secondo una logica congiunturale. In particolare il PUN si è assestato a 47,2 €/MWh con una diminuzione di -27,4% (- 17,8 €/MWh) rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Forte la riduzione della domanda che risulta del – 4,0%, pertanto ancora un valore negativo come per tutti i precedenti mesi dell’anno. Rispetto allo scorso luglio si assiste ad un lieve rialzo del prezzo pari al +1,6% con una domanda in riduzione del – 15,5% ovvero – 4,4 TWh. Il valore raggiunto, per il mese, risulta il più basso dalla partenza della borsa elettrica. Il 2013 si è chiuso con un prezzo medio di 63,0 €/MWh. Per il 2014 si prevede un prezzo medio di 50,9 €/MWh.
Prezzi in generale ripresa per i futures del mercato elettrico dopo sette mesi di cali consecutivi. Se si eccettuano le quotazioni mensili di settembre tutti i contratti a breve e a lunga scadenza sia per il comparto baseload che per quello peakload mostrano, infatti, variazioni positive rispetto a luglio. Relativamente alle scadenze mensili del segmento baseload si segnala il calo di 0,6 €/MWh per la scadenza di settembre, mentre il progresso di 0,1 €/MWh per la scadenza di ottobre. In recupero a 53,7 €/MWh (+1,0 €/MWh) anche la scadenza annuale di dicembre 2015, la stessa quotava 59,2 €/MWh ad inizio anno.
Gas Italia
I dati provvisori di Snam Rete Gas rilevano per agosto una nuova diminuzione dei consumi del 5,4% rispetto al pari mese 2013, determinata dall’ennesimo calo degli usi termoelettrici che segnano -28,7% (-1,6% la domanda elettrica). I consumi industriali presentano invece un aumento del 13,5%, ma data la particolarità di agosto si vedrà nei prossimi mesi se il comparto confermerà o meno prelievi in crescita. I valori cumulati del 2014 indicano una diminuzione complessiva di ben 5,8 mld mc (-12,3%); la riduzione è imputabile per il 58% ai minori prelievi delle reti di distribuzione (-15,2%) causa inverno molto mite e per il 39% agli usi delle centrali (-16,9%); in leggero aumento i consumi industriali (+1,0%). Una proiezione a fine anno porta a consumi sotto ai 65 mld mc rispetto ai 70,1 mld mc del 2013.
Dopo le significative riduzioni degli ultimi trimestri, con l’ingresso nel semestre invernale i prezzi di riferimento per il servizio tutelato legati alle quotazioni di mercato aumenteranno. Assumendo le quotazioni forward TTF come rilevate da Platts in agosto (AEEGSI farà riferimento alle rilevazioni ICIS-Heren), per il IV trimestre 2014 il valore dell’indice PFOR è stimato in rialzo del 20% e pari a 25,55 cEuro/mc. Tale variazione determinerebbe, tenendo conto della già stabilita riduzione della componente CCR e a parità di tutte le ulteriori componenti, un rialzo del prezzo finale lordo imposte del 6,1% per una maggiore spesa su base annua di circa 66 euro (1.400 mc/a).
Ambiente
Prosegue il periodo positivo per i prezzi della CO2 sostenuti dagli effetti del backloading. I progressi sono compresi tra il 3,7% dei contratti spot, che consolidano la loro posizione stabilmente sopra quota 6€, e il 2,4% dei contratti con scadenza dicembre 2017, che più volte nel mese hanno superato i 7€, per poi chiudere appena sotto questa soglia.
Relativamente al prezzo dei Certificati Verdi le sessioni di mercato hanno espresso un prezzo medio di riferimento (netto IVA) pari a 95,7 €/MWh, in progresso (+0,3%) rispetto al valore medio di 95,4 €/MWh del mese precedente. I CV complessivamente scambiati nelle due sessioni di agosto sono stati pari a 339,4 GWh, in diminuzione rispetto al mese precedente (-47,4%).
Per quanto riguarda invece i Certificati Bianchi le sessioni di mercato hanno visto la tipologia II come la più scambiata (pari al 59,4% del totale) con un prezzo medio di riferimento di 109,7 €/Tep, in diminuzione dello 0,4% rispetto al valore del mese precedente (110,1 €/tep). I CB complessivamente scambiati sono stati 90.013 in calo del 73,5% rispetto al mese precedente.
Il differenziale tra dark e clean spread in Italia è stato, in media ad agosto pari a 12,3 €/MWh (21,6 €/MWh la media del dark spread, 9,3 €/MWh il clean spread), in aumento di 1,4 €/MWh rispetto a luglio. Le motivazioni vanno ricercate in un aumento del prezzo del carbone (+0,5 doll./tonn.), accompagnato da un incremento del prezzo gas (quotazioni TTF +1,0 €/MWh) e da una crescita del prezzo delle quote di emissione (+0,3 €/tonn.), in una situazione di lieve aumento dei prezzi elettrici (+1,3 €/MWh).
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