1. Banca Nazionale del Lavoro
Gruppo BNP Paribas
Via Vittorio Veneto 119
00187 Roma
Autorizzazione del Tribunale
di Roma n. 159/2002
del 9/4/2002
Le opinioni espresse
non impegnano la
responsabilità
della banca.
Gas naturale: riserve accertate e shale gas
tecnicamente estraibile
(quote % sul totale)
180.000
160.000
140.000
46.751
120.000
100.000
28.402
60.739
62.948
80.000
40.000
20.000
24.296
11.751
60.000
88.263
0
Medio Ex Unione
Oriente e Sovietica
Nord Africa
47.714
45.505
11.412
61.674
11.836
Nord
America
Asia e
Pacifico
Convenzionali tecnicamente estraibili
21.691
40.493
25.531
7.617
11.044
6.286
Sud
Africa Sub
America e sahariana
Caraibi
Shale tecnicamente estraibile
5.210
13.309
4.106
Europa
Riserve accertate
Fonte: elaborazione Servizio Studi BNL su dati IEA e Banca
d’Italia.
44
9 dicembre
2013
Direttore responsabile:
Giovanni Ajassa
tel. 0647028414
giovanni.ajassa@bnlmail.com
Lo shale gas in pochi anni ha registrato negli Stati Uniti una crescita considerevole in
termini di produzione, passando dall’1% della produzione statunitense del 2000 a
quasi il 30% nel 2012. Secondo l’International Energy Agency (IEA) nel 2040 oltre il
50% della produzione di gas naturale statunitense deriverà dall’utilizzo estensivo di
questo metodo di estrazione.
Si stima che lo shale gas tecnicamente estraibile dal sottosuolo ammonti a livello
mondiale a circa 204.000 miliardi di metri cubi, un valore di poco superiore a
quello delle riserve accertate di gas naturale (193.000 mmc). I due terzi delle risorse
sono concentrate in soli sei paesi: Stati Uniti, Cina, Argentina, Algeria, Canada e
Messico.
In Europa la presenza di shale gas, pur limitata rispetto ad altre aree del mondo (7%
del totale), risulta pari a circa tre volte le riserve accertate. La maggior parte delle
risorse risultano concentrate in Polonia, Francia e Romania. L’utilizzo delle tecniche
per l’estrazione dello shale gas ha dato luogo ad ampi dibattiti in merito ai potenziali
rischi ambientali e all’opportunità di indirizzare ingenti risorse verso lo sfruttamento di
una fonte fossile in un contesto, specie europeo, volto a sostenere lo sviluppo delle
fonti rinnovabili.

2. 9 dicembre 2013
Il ruolo dello shale gas nella produzione di gas naturale
S. Ambrosetti  06-47028055 – stefano.ambrosetti@bnlmail.com
A livello mondiale la produzione di gas naturale nel 2012 è risultata pari 3.390
miliardi di metri cubi. Lo sviluppo di nuove tecniche di estrazione, tra cui lo shale
gas, ha portato negli ultimi anni, specie negli Stati Uniti, a notevoli cambiamenti
nello scenario energetico, attraverso lo sfruttamento di risorse prima
inesplorate.
Lo shale gas in pochi anni ha registrato negli Stati Uniti una crescita
considerevole in termini di produzione, passando dall’1% della produzione
statunitense del 2000 a quasi il 30% nel 2012. La IEA ha stimato che nel 2040
oltre il 50% della produzione statunitense di gas naturale deriverà dall’utilizzo
estensivo di questo metodo di estrazione.
Si stima che lo shale gas tecnicamente estraibile dal sottosuolo ammonti a
livello mondiale a circa 204.000 miliardi di metri cubi, un valore di poco superiore
a quello delle riserve accertate di gas naturale (193.000 mmc). I due terzi delle
risorse sono concentrate in soli sei paesi: Stati Uniti, Cina, Argentina, Algeria,
Canada e Messico.
Lo shale gas ridisegna in parte il potenziale estrattivo delle varie aree del mondo.
Il Medio Oriente e il Nord Africa che detengono una quota pari al 46% delle
riserve accertate di gas naturale, hanno solo il 14% dello shale gas estraibile,
una situazione analoga a quella dei paesi dell’ex Unione Sovietica che hanno il
32% delle riserve accertate e solo il 6% dello shale gas estraibile. Viceversa il
Nord America, che presenta un ammontare di riserve accertate pari al 6% del
totale, ha nel sottosuolo un potenziale estrattivo di shale gas pari al 24%.
In Europa la presenza di shale gas, pur limitata rispetto ad altre aree del mondo
(7% del totale), risulta pari a circa tre volte le riserve accertate. Le stime sulle
risorse di shale gas tecnicamente disponibili in Europa segnalano valori
superiori rispetto a quelli delle riserve estraibili di gas convenzionale. La
maggior parte delle risorse risultano concentrate in Polonia, Francia e Romania.
L’utilizzo delle tecniche per l’estrazione dello shale gas ha dato luogo ad ampi
dibattiti in merito ai potenziali rischi ambientali e all’opportunità di indirizzare
ingenti risorse verso lo sfruttamento di una fonte fossile in un contesto, specie
europeo, volto a sostenere lo sviluppo delle fonti rinnovabili.
L’“Energy Outlook” dell’International Energy Agency (IEA) ha evidenziato come tra il
2010 e il 2040 il consumo energetico a livello mondiale sia atteso crescere del 56% dai
524 quadrilioni di Btu (British termal unit) a 820 quadrilioni di Btu nel 2040. Oltre l’85%
della crescita è da attribuirsi ai paesi non-Ocse la cui domanda, alimentata da una
sostenuta dinamica di sviluppo economico, presenterà un incremento del 90% nell’arco
del trentennio considerato, a fronte di un aumento stimato del 17% per la domanda
proveniente dalle economie sviluppate.
Tra le varie fonti energetiche, le energie rinnovabili e il nucleare sono quelle che
presenteranno il più elevato tasso di crescita, pari per entrambe a circa il 2,5% l’anno.
Nel 2040, tuttavia, ancora l’80% del fabbisogno energetico verrà soddisfatto dai
combustibili fossili. Il petrolio sta progressivamente perdendo importanza relativa (dal
45% dell’energia primaria degli anni 70 a poco più del 30% attuale e al 27% atteso nel
2035), ma il suo consumo in termini assoluti è comunque previsto in crescita.
2

3. 9 dicembre 2013
Tra i combustibili fossili il gas naturale è quello che è atteso presentare la dinamica di
sviluppo più sostenuta. I consumi di gas a livello globale sono previsti in crescita a un
ritmo medio annuo dell’1,7%, che porterà i consumi dai 113 trilioni di piedi cubi nel
2010 a 185 trilioni di piedi cubi nel 2040.
A livello mondiale la produzione di gas naturale nel 2012 è risultata pari 3.390 miliardi
di metri cubi (mmc). Tra le varie aree del Mondo il Nord America è quella dove viene
prodotta la maggior quantità di gas naturale (il 27% del totale), seguita dai paesi dell’ex
Unione Sovietica (25%) e dall’area del Medio Oriente e Nord Africa (22%). L’Europa
produce solo una quota pari all’8,4% del totale.
I primi 10 paesi producono circa i due terzi del totale. Il primo produttore mondiale sono
gli Stati Uniti con 665 mmc, seguiti dalla Russia (642 mmc) e dal Qatar (169 mmc). Il
primo paese europeo per produzione di gas naturale è la Norvegia (117 mmc) che si
trova al quinto posto nella graduatoria mondiale.
Produzione di gas naturale nel mondo
(miliardi di metri cubi, quote % sul totale; anno 2012)
Africa Sub
sahariana; 1,7
Sud America
e Caraibi; 4,5
Europa; 8,4
Medio
Oriente e
Nord
Africa;
22,0
Produzione
totale
3.511
mmc
Asia e Pacifico;
Ex Unione
sovietica;
25,4
11,0
Nord America;
27,0
Fonte: elaborazione Servizio Studi BNL su dati IEA ed Eni.
In molte aree del mondo il gas naturale continuerà ad essere il combustibile scelto per
la generazione dell’elettricità e l’alimentazione del settore industriale. Considerando il
minor potere inquinante in termini di Co2 del gas naturale rispetto al carbone e al
petrolio, la domanda sarà ancora maggiore nei paesi in cui i governi adotterrano
politiche di riduzione delle emissioni di gas serra. Nel complesso il settore industriale e
quello della generazione dell’elettricità contribuiranno per quasi l’80% all’aumento dei
consumi di gas naturale. In questo quadro una parte considerevole della crescente
domanda di gas naturale verrà soddisfatta grazie all’estrazione dello shale gas.
La rapidità e l’ampiezza dello sviluppo economico che sta caratterizzando molte regioni
del mondo ha esercitato una forte pressione sui prezzi delle materie prime negli ultimi
decenni, specie quelle energetiche, rendendo economicamente conveniente l’adozione
di nuove soluzioni per l’estrazione e l’approvvigionamento considerate in precedenza
troppo costose. Lo sviluppo di nuove tecniche di estrazione ha portato negli ultimi anni,
specie negli Stati Uniti, a notevoli cambiamenti nello scenario energetico attraverso lo
sfruttamento di risorse prima inesplorate perché economicamente non convenienti. Gli
idrocarburi estratti attraverso questi nuovi processi sono stati definiti “non
convenzionali” per via dell’utilizzo di metodi di estrazione differenti da quelli tradizionali.
In questa categoria rientra lo “shale gas” o gas da scisto. Si tratta di gas naturale
3

4. 9 dicembre 2013
intrappolato nei pori di rocce compatte a bassa permeabilità, che non ne consentono in
condizioni normali la risalita in superficie. La tecnica per estrarre questo gas si fonda
sulla cosiddetta “fratturazione idraulica” e consiste nel perforare il terreno fino a
raggiungere le rocce che contengono i giacimenti di gas naturale e successivamente
iniettare un getto ad alta pressione di acqua mista a sabbia e ad altri prodotti chimici
per provocare l’emersione in superficie del gas impedendo che le fratture create si
richiudano.
L’impatto dello shale gas sull’economia statunitense
Lo shale gas in pochi anni ha registrato negli Stati Uniti una crescita considerevole in
termini di produzione, passando dall’1% della produzione del 2000 a quasi il 30% nel
2012. La IEA ha stimato che nel 2040 oltre il 50% della produzione di gas naturale
deriverà dall’utilizzo estensivo di questo metodo di estrazione.
Lo sfruttamento degli idrocarburi non convenzionali, shale gas in primo luogo e “light
tight oil” in secondo (l’equivalente per il petrolio dello shale gas) ha avuto considerevoli
effetti sia sul sistema energetico statunitense, sia sulla posizione relativa del paese
rispetto agli altri produttori.
Stati Uniti: produzione di gas naturale e
di shale gas
(miliardi di piedi cubi, val. %)
30.000
24.664
25.000
30
22
15.000
5.000
28.479
35
30
25
20.000
10.000
26.816
26.057
25.636
20
15
15
11
8.501
8
1.990
2.870
5.817
3.958
10
5
0
0
2007
Shale gas
2008
Gas totale
2009
2010
2011
Shale gas in % del tot (sc. ds.)
Fonte: IEA (2013)
Gli Usa sono diventati (a partire dal 2009) il primo produttore al mondo di gas naturale,
e il terzo produttore al mondo di petrolio dopo gli Emirati arabi e la Russia 1. Nel 2012
gli Usa presentavano una quota di produzione di gas naturale pari a 665 miliardi di
metri cubi, quasi il 20% del totale e una produzione di 9,1 milioni di barili al giorno di
petrolio, il 10,5% di quella mondiale.
Questa maggiore capacità estrattiva ha portato a una riduzione del grado di
dipendenza energetica del paese: la quota di consumi energetici primari soddisfatta
dalle importazioni nette si è ridotta in sei anni di 11 punti percentuali, passando dal
30% del 2005 al 19% nel 2011. A questo risultato oltre agli incrementi di produzione ha
contribuito anche una flessione pari a circa il 3% dei consumi energetici.
1
Cfr. ENI (2013): “World Oil & Gas Review 2013”, ottobre.
4

5. 9 dicembre 2013
Tra il 2005 e il 2011 la quota di gas esportato è più che raddoppiata, passando da 20 a
44 miliardi di metri cubi. Nel 2011 le esportazioni di prodotti petroliferi sono state
superiori alle importazioni per la prima volta da oltre 60 anni.
L’aumento di disponibilità ha avuto un effetto significativo sui prezzi dei prodotti
energetici che presentano valori molto più contenuti rispetto a quelli prevalenti sui
mercati internazionali. Questa circostnza garantisce un notevole vantaggio in termini di
competitività al settore industriale statunitense, specie nei comparti a elevata intensità
energetica, favorendo un afflusso considerevole di capitali in parte diretti allo sviluppo
del settore estrattivo.
Una recente analisi condotta dall’ARI (Advanced Resources International) per conto
della IEA 2 ha tuttavia evidenziato come lo shale gas costituisca un’opportunità notevole
solo per un numero limitato di paesi, per effetto di una distribuzione disomogenea nelle
varie aree del globo. I due terzi delle risorse tecnicamente estraibili sono concentrate in
soli sei paesi: Stati Uniti, Cina, Argentina, Algeria, Canada e Messico.
Si stima che lo shale gas tecnicamente estraibile dal sottosuolo ammonti a livello
mondiale a circa 204.000 miliardi di metri cubi, un valore di poco superiore a quello
delle riserve accertate di gas naturale (194.000 mmc).
Gas naturale: riserve accertate e shale gas
tecnicamente estraibile
(quote % sul totale)
100%
90%
4,0
3,3
70%
46,2
60%
50%
40%
6,2
6,0
30%
20%
32,3
10%
Sud America e
Caraibi
5,6
80%
20,4
Africa Sub
sahariana
14,3
23,0
Medio Oriente
e Nord Africa
Asia e Pacifico
Nord America
24,1
Ex Unione
sovietica
2,1
5,9
6,7
Riserve accertate
(tot. 193.658 mmc)
0%
Shale gas tecnicamente estraibile
(tot. 203.909 mmc)
Europa
Fonte: elaborazione Servizio Studi BNL su dati IEA ed ENI.
Lo shale gas tecnicamente disponibile nel sottosuolo ridisegna in parte il potenziale
estrattivo delle varie aree del mondo. Il Medio Oriente e il Nord Africa, che detengono
una quota pari al 46% delle riserve accertate, hanno solo il 14% dello shale gas
estraibile, una situazione analoga a quella dei paesi dell’ex Unione Sovietica che
hanno il 32% delle riserve accertate e solo il 6% dello shale gas estraibile. Viceversa il
Nord America, che presenta un ammontare di riserve accertate pari al 6% del totale, ha
nel sottosuolo un potenziale estrattivo pari al 24% dello shale gas mondiale. In Europa
la presenza di shale gas, pur limitata rispetto ad altre aree del mondo (7% del totale),
risulta pari a circa tre volte le riserve accertate.
Per avere un quadro completo del potenziale estrattivo delle varie aree, occorre
tuttavia considerare anche il gas potenzialmente estraibile con le tecniche
2
IEA/ARI (2013): “World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment”, giugno.
5

6. 9 dicembre 2013
convenzionali. Sommando tutte e tre le componenti (riserve accertate, potenziale di
shale gas e potenziale con tecniche convenzionali) il Medio Oriente e i paesi dell’ex
Unione Sovietica si posizionano in cima alla graduatoria con rispettivamente 163.000
mmc e 134.000 mmc a fronte dei 122.000 mmc degli Stati Uniti. L’effettiva possibilità di
produrre tali quantità rimane comunque legata a una serie di fattori di natura
tecnologica, regolamentare e di mercato che potrebbe portare nel tempo a revisioni,
anche significative, del potenziale estrattivo.
Gas naturale: riserve accertate e shale gas
tecnicamente estraibile
(quote % sul totale)
180.000
160.000
140.000
46.751
120.000
100.000
28.402
60.739
62.948
80.000
60.000
40.000
20.000
24.296
11.751
88.263
0
Medio Ex Unione
Oriente e Sovietica
Nord Africa
45.505
11.412
61.674
47.714
11.836
Nord
America
Asia e
Pacifico
Convenzionali tecnicamente estraibili
21.691
40.493
25.531
7.617
11.044
6.286
Sud
Africa Sub
America e sahariana
Caraibi
Shale tecnicamente estraibile
5.210
13.309
4.106
Europa
Riserve accertate
Fonte: elaborazione Servizio Studi BNL su dati IEA ed ENI.
Lo shale gas in Europa
In Europa nel 2012 sono stati estratti complessivamente 295 mmc di gas naturale. I
principali produttori sono la Norvegia (117 mmc), i Paesi Bassi (68 mmc) e il Regno
Unito (42 mmc). L’Italia tra i paesi europei si posiziona al settimo posto con 8,4 mmc.
Le stime sulle risorse di shale gas tecnicamente disponibili in Europa segnalano valori
superiori rispetto a quelli delle riserve di gas convenzionale. La maggior parte delle
risorse appaiono concentrate in Polonia, Francia e Romania. Rimangono tuttavia ampi
margini di incertezza in merito alle stime. La IEA ha recentemente rivisto al ribasso le
stime per l’Europa facendo rientrare nel perimetro delle risorse tecnicamente estraibili
solo quelle che rispondevano a una serie di requisiti più stringenti rispetto alle
precedenti valutazioni. In particolare non possono essere presi in considerazione
giacimenti che presentino caratteristiche degli scisti sconosciute, profondità verticali
inferiori a 1.000 metri o superiori a 5.000, risorse di gas naturale e petrolio
convenzionali ampie e non sfruttate.
In uno studio precedente tra i paesi europei veniva indicata la Norvegia come uno di
quelli più ricchi per fonti di idrocarburi non convenzionali potenzialmente sfruttabili.
Alcune esperienze di ricerca effettuate con scarso successo lungo il territorio svedese
hanno tuttavia portato ad un ridimensionamento anche del potenziale di estrazione
norvegese dal momento che quest’ultimo presenta una geomorfologia ancora più
complessa di quella svedese che rende tecnicamente più difficile lo sfruttamento dei
giacimenti.
Nei paesi europei l’esplorazione dei territori è avvenuta prevalentemente mediante la
costituzione di joint venture tra le compagnie in modo da arrivare a un frazionamento
6

7. 9 dicembre 2013
del rischio e a una condivisione del know-how. Nonostante una limitata produzione di
shale gas in Europa, i timori legati ai possibili effetti ambientali della fratturazione
idraulica hanno alimentato un dibattito anche in Europa. Tra i vari paesi la Francia, che
vanta un ammontare considerevole di shale gas tecnicamente estraibile, nel 2011 ha
proibito l’utilizzo della fratturazione idraulica anche solo per scopi di ricerca.
Nel Regno Unito esiste un impianto di produzione di shale gas nel Lancashire e altri
depositi sono stati identificati nelle colline del Mendips. La produzione nel Lancashire è
stata tuttavia sospesa nel 2011, per il verificarsi di alcuni movimenti sismici e il timore
che possano essere stati originati dalle operazioni di fratturazione idraulica, anche se
non è stato mai provato un legame diretto tra i due eventi.
Europa: paesi produttori di gas naturale
(miliardi di metri cubi l’anno; anno 2012)
Norvegia
116,8
Paesi Bassi
68,5
Regno Unito
41,7
Ucraina
18
Germania
11,1
Romania
10,1
Italia
8,4
Danimarca
7
Polonia
4,6
Ungheria
2,1
0
20
40
60
80
100
120
140
Fonte: ENI (2013)
Nel valutare la possibilità di sviluppo dello shale gas in Europa, occorre anche tenere in
considerazione la diversa densità abitativa rispetto agli Stati Uniti. Negli Usa la densità
risulta in media pari a 32 persone per kmq, a fronte delle 101 per kmq in Francia, 122
in Polonia, 227 in Germania e 258 nel Regno Unito. In situazioni a maggior densità
abitativa, a parità di altre condizioni, l’estrazione di risorse dal sottosuolo risulta più
complessa oltre che più costosa.
Tra l’altro la tecnica di fratturazione idraulica richiede una considerevole quantità di
acqua che deve essere trasportata nei siti di esplorazione e usata per l’estrazione del
gas causando sprechi e comportando anche costi ambientali non trascurabili. La
disponibilità di risorse idriche rinnovabili costituisce un altro elemento di
differenziazione rispetto agli Stati Uniti. A fronte di quasi 10.000 metri cubi di acqua
l’anno pro-capite negli Usa, in Europa, con l’eccezione della zona scandinava, la
disponibilità di risorse idriche è molto inferiore. In Francia e Polonia, i due paesi con il
maggior potenziale estrattivo di shale gas, la disponibilità di risorse idriche rinnovabili
risulta pari rispettivamente a 3.300 e 1.600 metri cubi l’anno pro-capite, 1.400 metri
cubi l’anno per il Regno Unito.
Un ulteriore elemento di preoccupazione nell’utilizzo estensivo delle tecniche per
l’estrazione dello shale gas è legato all’utilizzo di sostanze chimiche potenzialmente
dannose per la salute umana che potrebbero contaminare le falde acquifere presenti
intorno all’area di estrazione. Si calcola, infatti, che solo l’80 per cento del liquido
7

8. 9 dicembre 2013
iniettato nel foro torni in superficie come acqua di riflusso, mentre il resto rimanga nel
sottosuolo.
La regolamentazione europea, ancora disomogenea e poco sviluppata, pone un
elevato livello di incertezza alle compagnie, limitando gli incentivi ad effettuare
investimenti. Oltre alle implicazioni di carattere ambientale un punto controverso
attiene alle diverse posizioni assunte dai paesi a livello internazionale in termini di
politiche energetiche. In Europa tra gli obiettivi da centrare entro il 2020 c’è quello di
operare una progressiva riduzione del grado di dipendenza dal carbone per la
generazione dell’energia elettrica. L’utilizzo dello shale gas potrebbe concorrere a
questo risultato, tuttavia si tratta di una tecnica di estrazione legata comunque allo
sfruttamento di fonti fossili, che potrebbe apparire in conflitto con l’impegno a sostenere
lo sviluppo delle fonti rinnovabili.
Nel complesso, date le incertezze di carattere regolamentare, economico ed
ambientale, le prospettive di una produzione di shale gas su vasta scala appaiono
poco probabili. A livello globale, il ruolo che lo shale gas potrà ritagliarsi nell’energymix dipenderà da un lato dallo sviluppo tecnologico e dalla dinamica dei prezzi di
mercato, che potrebbero rendere più o meno conveniente da un punto di vista
economico il ricorso a questa tecnica di estrazione; dall’altro dagli ulteriori sviluppi degli
studi sull’impatto ambientale e dalle scelte che opereranno i singoli paesi in relazione
alla possibilità di ampliare la propria offerta energetica per sostenere la crescita
economica.
8

9. 9 dicembre 2013
Un cruscotto della congiuntura: alcuni indicatori
Indice Itraxx Eu Financial
Indice Vix
400
60
350
300
50
250
40
200
30
150
100
20
Index Itraxx EU Financial Sector
50
set-13
nov-13
lug-13
mag-13
gen-13
mar-13
set-12
nov-12
lug-12
mar-12
mag-12
nov-11
gen-12
lug-11
set-11
mag-11
gen-11
0
mar-11
set-13
nov-13
lug-13
mag-13
gen-13
mar-13
set-12
nov-12
lug-12
mag-12
gen-12
mar-12
set-11
nov-11
lug-11
mag-11
gen-11
10
mar-11
0
Fonte: Thomson Reuters
Fonte: Thomson Reuters
I premi al rischio passano da 96 a 103pb.
L’indice Vix nell’ultima settimana rimane
stabile (quota 14).
Cambio euro/dollaro e quotazioni Brent
Prezzo dell’oro
(Usd per barile)
(Usd l’oncia)
2.000
130
1,5
1.900
125
1,45
1.800
1,4
1.700
120
115
1,35
110
1,3
105
1.500
1.400
nov-13
set-13
lug-13
mar-13
mag-13
nov-12
gen-13
set-12
lug-12
mag-12
gen-12
mar-12
set-11
1.200
nov-11
1,15
1.300
lug-11
90
gen-11 mag-11 set-11 gen-12 mag-12 set-12 gen-13 mag-13 set-13
1,2
mar-11
Cambio euro/dollaro sc.ds.
mag-11
Brent scala sin.(in Usd)
gen-11
1,25
100
95
1.600
Fonte: Thomson Reuters
Fonte: Thomson Reuters
Il tasso di cambio €/$ a 1,37. Il petrolio di qualità
Brent quota $111 al barile.
Il prezzo dell’oro rimane sotto i 1.300 dollari
l’oncia.
9

10. 9 dicembre 2013
Borsa italiana: indice Ftse Mib
Tassi dei benchmark decennali:
differenziale con la Germania
(punti base)
24.000
22.000
20.000
1.400
1.200
1.000
800
18.000
600
400
16.000
0
12.000
gen-11 mag-11 set-11 gen-12 mag-12 set-12 gen-13 mag-13 set-13
gen-11
feb-11
mar-11
apr-11
mag-11
giu-11
lug-11
ago-11
set-11
ott-11
nov-11
dic-11
gen-12
feb-12
mar-12
apr-12
mag-12
giu-12
lug-12
ago-12
set-12
ott-12
nov-12
dic-12
gen-13
feb-13
mar-13
apr-13
mag-13
giu-13
lug-13
ago-13
set-13
ott-13
nov-13
dic-13
200
14.000
Italia
Spagna
Irlanda
Portogallo
Fonte: Thomson Reuters
Fonte: elab. Servizio Studi BNL su dati Thomson
Reuters
Il Ftse Mib rimane sotto quota 19.000.
I differenziali con il Bund sono pari a 436 pb
per il Portogallo, 171 pb per l’Irlanda, 235 pb
per la Spagna e 236 pb per l’Italia.
Indice Baltic Dry
Euribor 3 mesi
(val. %)
12.000
6
10.000
5
8.000
4
set-13
set-12
gen-13
mag-13
mag-12
set-11
gen-12
set-10
gen-11
mag-11
set-09
gen-10
mag-10
set-08
gen-09
mag-09
mag-08
set-07
0
gen-08
1
0
set-06
2
2.000
gen-07
mag-07
3
4.000
gen-08
apr-08
lug-08
ott-08
gen-09
apr-09
lug-09
ott-09
gen-10
apr-10
lug-10
ott-10
gen-11
apr-11
lug-11
ott-11
gen-12
apr-12
lug-12
ott-12
gen-13
apr-13
lug-13
ott-13
6.000
Fonte: Thomson Reuters
Fonte: Thomson Reuters
L’indice Baltic Dry nell’ultima settimana sale
oltre quota 2.000.
L’euribor 3m resta stabile poco oltre 0,20%.
Il presente documento è stato preparato nell’ambito della propria attività di ricerca economica da BNLGruppo Bnp Paribas. Le stime e le opinioni espresse sono riferibili al Servizio Studi di BNL-Gruppo BNP
Paribas e possono essere soggette a cambiamenti senza preavviso. Le informazioni e le opinioni riportate in
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divulgato unicamente per fini informativi. Esso non costituisce parte e non può in nessun modo essere
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un’offerta di acquisto o di scambio di strumenti finanziari.
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