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Borsa elettrica Italia ed Europa
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Petrolio
In novembre si rileva un deciso ribasso per il Brent che, specie nella seconda parte del mese, si porta nell’intorno dei 40 dollari, soglia sotto la quale è sceso il 7 dicembre scorso: un livello prossimo a 39 doll./bbl non lo si riscontrava da fine 2008. Le quotazioni del greggio non hanno minimamente risentito del netto aumento delle tensioni geopolitiche internazionali; continuano invece a riflettere la debolezza dei fondamentali reali, con produzione e scorte che si mantengono su livelli record. Ancora ad oggi, si stima un eccesso di offerta tra 1,5 e 1,8 mil. bbl./g, volume che fatica a riassorbirsi nonostante una domanda stimata per il 2015 in sostenuto aumento (+1,9 mil. bbl./g). A dar man forte al calo ha contribuito l’esito del recente vertice OPEC, dove ha trovato conferma la perdita di potere del cartello con nessun accordo raggiunto. Per il 2016, gli elementi di incertezza si moltiplicano. Lato domanda, l’osservato speciale è la Cina le cui dinamiche economiche incideranno sui relativi consumi petroliferi; lato offerta, peseranno le dinamiche USA e quelle dell’Iran.
Dopo un 2015 atteso chiudere in media a 53 doll./bbl, per il 2016 la tendenza che si ritiene più probabile è quella di un progressivo ma contenuto rialzo rispetto ai livelli degli ultimi mesi specie nella seconda parte dell’anno. Si stima un valore medio annuo sui 50 doll./bbl. Nel medio termine, tuttavia, il mercato dovrà fare i conti con il taglio del 20% degli investimenti upstream registrato nel 2015, taglio che potrebbe ulteriormente ampliarsi in considerazione delle recenti evoluzioni di prezzo.
Carbone
In media mensile, novembre si chiude sui medesimi livelli di ottobre 52,9 doll./tonn. vs 52,4. Ad una prima parte del mese contraddistinta da un andamento rialzista e quotazioni prossime ai 55 doll./tonn, ha fatto da contraltare una seconda, in cui i prezzi sono andati via contraendosi chiudendo al di sotto dei 50 doll./tonn. Tendenza confermata anche nella prima decade di dicembre, con quotazione scese fino a 46 doll./tonn.
In un contesto che rimane prettamente bearish, i fondamentali reali ribassisti continuano a dettare il trend di questa commodity, su cui grava il deprezzamento dell’euro nei confronti del dollaro. Il rialzo dei primi giorni di novembre infatti è ascrivibile agli acquisti massicci di una grande utility europea e alle speculazioni circa una situazione di tightness che potrebbe generarsi a causa del basso livello del Reno e non ad un effettivo cambiamento strutturale delle condizioni di mercato.
Per i prossimi mesi, Rie indica valori in progressivo ribasso mese su mese, per quotazioni medie che torneranno al di sotto dei 50 doll/tonn. verso il mese di luglio del prossimo anno. In media annua, per il 2016 prevediamo 50,2 vs i 56,8 doll/tonn. del 2015 e lontano dai 75,2 segnati nel 2014.
Nonostante l’avanzare della stagione invernale, novembre ha visto nuovi ribassi dei prezzi su tutti gli hubs europei. La prima parte del mese in particolare è stata caratterizzata da clima mite e costante discesa delle quotazioni sia a pronti che a termine. Il «day ahead» del TTF è sceso fino a 16 €/MWh. A partire da metà mese i valori hanno conosciuto una moderata ripresa conseguente a fattori quali abbassamento delle temperature, decisione del Consiglio di Stato olandese di ridurre ulteriormente la produzione del giacimento di Groningen, temporanea riduzione delle forniture norvegesi per cause tecniche. Le conseguenti medie mensili indicano una diminuzione dei valori spot per i principali hubs centro-nord europei del 5,5%-6%, in particolare il TTF ha registrato -6,0% e un prezzo di 17,15 €/MWh. Cali inferiori al CEGH (-3,1%) e al PSV. Quest’ultimo ha segnato una media di 19,85 €/MWh per una riduzione di -1,2%, frutto di una diminuzione fino a 18,8 €/MWh, seguita da oscillazioni e moderati rialzi nell’ultima decade. Lo spread con il TTF è tornato ad aumentare giungendo in media a 2,69 €/MWh (+15,7%). In confronto a novembre 2014, i prezzi spot sono più bassi del 23-25%. In diminuzione anche le quotazioni a termine (per il nono mese consecutivo), che esprimono per le scadenze più lunghe le attese di un appesantimento dell’oversupply derivanti dai previsti nuovi flussi internazionali di GNL. Tendenziale calo dei prezzi anche ad inizio dicembre.
Il GNL asiatico spot ha segnato un rialzo a 7,5 doll./BMtu, che sembra però congiunturale, il mercato continua infatti a presentare fondamentali ribassisti. Con petrolio sempre giù, vi è consenso su prezzi del GNL depressi anche per il prossimo anno. Pure in USA riduzione delle quotazioni, si tratta del quarto mese consecutivo, con Henry Hub sceso a 2,1 doll.Mbtu (-10,6% vs ottobre).
Borsa elettrica Italia ed Europa
Tornano ad ampliarsi i differenziali tra le diverse borse elettriche europee. A mostrare la crescita più rilevante è la piazza italiana che avanza del 18% (+8,5 €/MWh), seguita della piazza spagnola (+3,6% pari a +1,8 €/MWh). In diminuzione invece la piazza tedesca (-15,8% pari a -8,5 €/MWh) e quella francese (-4,8% pari a -2,1 €/MWh).
Il mese di novembre vede un PUN medio con una dinamica sostanzialmente stazionaria rispetto al mese precedente e rialzista rispetto al pari mese dello scorso anno. In particolare il PUN è aumentato del + 0,9% (+ 0,5 €/MWh) rispetto allo stesso mese dell’anno precedente portandosi a 55,08 €/MWh, con una domanda stimata in aumento (+ 2,2%).
Rispetto allo scorso ottobre, si assiste ad un forte rialzo del prezzo pari a + 15,6% ovvero + 7,4 €/MWh con una domanda stimata in discesa del – 1,3%.
Il prezzo medio previsto per il 2015, sulla base dei dati Idex, è pari a 52,1 €/MWh.
A novembre prosegue il periodo di generale flessione per i futures del mercato elettrico sia per il comparto baseload, sia per le scadenze relative al comparto peakload. Tra le scadenze annuali nel comparto baseload in diminuzione sia dicembre 2016 (-0,6 €/MWh), sia dicembre 2017 (-1,3 €/MWh).
Gas Italia
In novembre crescita complessiva della domanda di metano del 13,5%. Il dato positivo è stato determinato sia dall’aumento dei prelievi delle reti di distribuzione (+14,5%) a causa di temperature più fredde tra la seconda decade e l’inizio della terza, sia dal sensibile incremento degli usi delle centrali termo (+19,8%) dovuto soprattutto alla contrazione della produzione idroelettrica. In diminuzione invece i prelievi delle industrie con -6,4%.
Da inizio anno i consumi risultano in aumento dell’8,8% con un «recupero» di 4,7 mld mc rispetto al 2014, dovuto per il 55% circa ai prelievi delle reti di distribuzione (+10,7%) e per il resto all’aumento dei volumi termoelettrici saliti del 15,1%. Negativi invece i consumi industriali (-3,3%). Lato immissioni, le importazioni sono cresciute dell’8,6%, mentre la produzione nazionale è calata del 6,6%. Volumi in stoccaggio a fine mese pari al 92% delle giacenze iniziali e in linea nei valori assoluti con il 2014.
Relativamente ai prezzi di riferimento per il servizio tutelato i prossimi valori del PFOR risentiranno dell’attuale trend ribassista dei prezzi a termine. Assumendo le quotazioni forward TTF del Platts in novembre per il I trimestre 2016 (prodotto «Q1 2016») il valore dell’indice PFOR risulterebbe di 18,97 cEuro/mc, in riduzione dell’11,5% vs. il IV trimestre.
Ambiente
Lieve ridimensionamento dei prezzi della CO2 a novembre. A mese fine i prezzi spot chiudono con una flessione dello 0,7% rispetto al mese precedente, rimanendo comunque attorno ai valori massimi del 2015. A ridosso dei 9 €/ton i futures con scadenza dicembre 2018.
Relativamente al prezzo dei Certificati Verdi le sessioni di mercato hanno espresso un prezzo medio di riferimento (netto IVA) pari a 99,5 €/MWh, in progresso dello 0,6% rispetto a ottobre. I CV complessivamente scambiati nelle sessioni di novembre sono stati pari a 336,6 GWh, in diminuzione rispetto al mese precedente (-42,7%).
Per quanto riguarda invece i Certificati Bianchi le sessioni di mercato hanno visto la tipologia II come la più trattata (pari al 57,2% del totale) con un prezzo medio di riferimento di 106,6 €/Tep, +0,9% rispetto al mese precedente. I CB complessivamente scambiati sono stati 440.576 in aumento dell’11% rispetto al mese precedente.
Il differenziale tra dark e clean spread in Italia è stato, in media a novembre pari a 18,1 €/MWh (30,0 €/MWh la media del dark spread, 11,8 €/MWh il clean spread), in diminuzione di 1,7 €/MWh rispetto a ottobre. Le motivazioni vanno ricercate in una decisa crescita dei prezzi elettrici (+8,5 €/MWh), a fronte di una ripresa del prezzo del carbone (+0,9 $/ton) e del valore delle quote di emissione (+0,2 €/ton) a cui è corrisposta una diminuzione del prezzo del gas (quotazioni PSV -0,3 €/MWh).
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