NEWSLETTER del. n.74 AGOSTO '14. di Emanuele Vendramin - RIE

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1 IL NOTIZIARIO DELLA BORSA ITALIANA DELL'ENERGIA un progetto del GME in collaborazione con il Gruppo Adnkronos NEWSLETTER del n.74 AGOSTO '14 approfondimenti EU-ETS: andamento del meccanismo alla luce della pubblicazione dei dati emissivi per il 213 di Emanuele Vendramin - RIE La Commissione europea ha recentemente reso pubblici i dati di compliance emissiva per gli impianti regolati dall Emissions Trading Scheme. In base alle disposizioni del Pacchetto Clima Energia le installazioni europee che impiegano dei processi industriali ad alta intensità carbonica o che sono dotate di impianti di combustione con potenza calorifera superiore a 2 MW devono pubblicare entro il 2 aprile di ogni anno sul registro europeo delle emissioni (EUTL) l ammontare di gas serra rilasciato in atmosfera nell anno precedente e contestualmente consegnare un pari quantitativo di permessi corrispondenti. Nel 213 le emissioni prodotte dagli oltre 12. impianti compresi nel registro europeo delle emissioni sono risultate inferiori del 3% rispetto a quanto rilevato nel 212. Grazie al contributo degli ultimi anni l Unione è riuscita a rompere lo stretto legame tra crescita economica e aumento delle emissioni di gas serra, ridottesi del 19% tra il 199 e il 212 a fronte di una crescita del PIL di oltre il 44%, potendo così vantare il superamento sia dell'obiettivo di riduzione emissiva nel periodo , regolato dagli impegni sottoscritti con il Protocollo di Kyoto per un ammontare pari a circa 4,2 miliardi di tonnellate, sia dell obiettivo tendenziale per il periodo , regolato dagli impegni unilaterali del Pacchetto Clima-Energia per ulteriori 1,3 miliardi di tonnellate. In base alle proiezioni elaborate dall Agenzia Europea per l Ambiente, infatti, le emissioni dell'unione nel 22 risulteranno inferiori di circa il 24,5% rispetto ai livelli registrati nel 199, a fronte di un target di riduzione del 2%. L analisi dei dati ETS del 213 richiede, tuttavia, un attenzione particolare in quanto con l inizio del terzo periodo di applicazione dell ETS (213-22) sono intervenute diverse modifiche regolamentari riguardanti la metodologia di calcolo dei gas e i settori regolati dal meccanismo. In base a quanto stabilito dalla Direttiva 29/29/CE 1, infatti, da quest anno rientrano a far parte dell ETS le emissioni derivanti dai processi di produzione dell alluminio e dell ammoniaca così come nuovi gas ad effetto serra quali il protossido di azoto e i perfluorocarburi, inoltre, sempre dal 213, due nuovi Paesi si sono aggiunti al registro europeo delle emissioni: la Croazia e l Islanda. Al netto delle modifiche intercorse le emissioni complessive ETS sono, quindi, passate da 1,84 miliardi di tonnellate del 212 ai 1,89 miliardi di tonnellate del 213 corrispondenti ad una flessione del 3%. Le emissioni ETS del 213 La nazione che presenta il maggior contributo alle emissioni ETS nel 213 è la Germania con 48,9 milioni di tonnellate emesse (pari al 25,3% del totale), seguita dal Regno Unito con 225,5 milioni (11,8%), dalla Polonia con 25,7 milioni (1,8%), dall Italia con 164,4 milioni (8,6%), dalla Spagna con 122,8 milioni (6,4%) e dalla Francia con 11,9 milioni (5,8%). Il confronto con i dati emissivi del 212 è risultato molto eterogeneo tra i diversi Paesi. A fronte dei consistenti cali registrati in alcune nazioni quali Malta (-17,3%), Romania (-11,4%), Ungheria (-1,1%), Italia e Cipro (-8,2%) sono corrisposti i vistosi incrementi della Norvegia (+32,9%), della Lituania (+3,5%), e della Danimarca (+18,8%). Tra le altre nazioni si segnala l incremento emissivo della Germania (+6,3%), della Francia (+7%), della Polonia (+4,6%) e il calo del Regno Unito (-2,5%). L Islanda e la Croazia entrate per la prima volta nell ETS hanno contribuito complessivamente per 1,3 milioni di tonnellate. Nella disaggregazione per settore economico il maggior contributo all ETS deriva dagli impianti di combustione con un peso percentuale pari al 71,2%, in diminuzione rispetto al 74,4% del 212. Queste installazioni, costituite per la maggior parte da impianti termoelettrici, hanno registrato, tra 212 e continua a pagina 25 in questo numero REPORT/ LUGLIO 214 Mercato elettrico Italia pag 2 Mercato gas Italia pag 1 Mercati energetici Europa pag 15 Mercati per l'ambiente pag 19 APPROFONDIMENTI EU-ETS: andamento del meccanismo alla luce della pubblicazione dei dati emissivi per il 213 di Emanuele Vendramin - RIE pagina 25 NOVITA' NORMATIVE pagina 3 APPUNTAMENTI pagina 33

2 mercato elettrico italia Gli esiti del mercato elettrico A cura del GME A luglio, gli scambi di energia elettrica nel Mercato del Giorno Prima con una flessione del 3,1% rispetto allo stesso mese del 213, scendono per la prima volta sotto i 35. MWh medi orari (nel luglio 28 erano quasi 42. MWh). Ancora in calo le importazioni dall estero (-3,6%) e le vendite degli impianti di produzione (-3,%), tra i quali però quelli da fonti rinnovabili mettono a segno un +6,5%, sostenute a luglio dalla fonte idraulica ed eolica. La liquidità del mercato si attesta a 68,2%. Il prezzo di acquisto dell energia nella borsa elettrica (PUN) segna la flessione tendenziale più rilevante dell anno (-3,6%) e si porta a 46,42 /MWh, allungando la lunga fase di stagnazione sui livelli più bassi mai registrati che si protrae ormai da cinque mesi. Pressoché stabili o in calo, rispetto a giugno, i prezzi di tutti i prodotti negoziati nel Mercato a Termine dell energia elettrica, ad eccezione del prodotto Anno 215 che chiude il baseload a 53,85 /MWh (+3,6%). REPORT LUGLIO 214 MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP) Il prezzo medio di acquisto (PUN), con una flessione di 6 centesimi di /MWh (-1,3%) su giugno e di ben 2,44 /MWh (-3,6%) su base annua, è sceso a 46,42 /MWh, minimo storico per il mese di luglio. Nelle ore di picco il PUN, in flessione rispetto a luglio 213 di 22,34 /MWh (-31,2%), scende a 49,29 /MWh, appena qualche centesimo sopra il minimo storico registrato a maggio. In netta diminuzione tendenziale anche il prezzo nelle ore fuori picco, pari a 44,73 /MWh (-19,32 /MWh; -3,2%). Il rapporto picco/baseload, pressoché in linea rispetto ad un anno fa, si attesta a quota 1,6 (Grafico 1 e Tabella 1). Tabella 1: MGP, dati di sintesi Prezzo medio di acquisto Volumi medi orari Liquidità Variazione Borsa Sistema Italia /MWh /MWh /MWh % MWh Var. MWh Var. Baseload 46,42 66,86-2,44-3,6% ,1% ,1% 68,2% 76,% Picco 49,29 71,63-22,34-31,2% ,3% ,3% 68,9% 76,1% Fuori picco 44,73 64,4-19,32-3,2% ,9% ,1% 67,6% 76,% Minimo orario 24,8 18, ,3% 57,3% Massimo orario 63,48 118, ,1% 83,6% Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN) /MWh Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx) ,49 62,97 63,98 61,3 66,86 65,1 64,72 64,37 61,73 69, ,27 54,89 56, ,34 46,73 45,76 46,66 47,2 46,42-5,22-11,63-8,24-9,21-17,24-15,27-2,44 gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic /MWh NEWSLETTER DEL GME 214 NUMERO 74 PAGINA 2

3 mercato elettrico italia I prezzi medi di vendita delle zone continentali, tutti in calo di oltre il 3%, si allineano sotto i 43 /MWh, con un minimo al Sud pari a 41,53 /MWh. Più modesto il ribasso registrato nelle zone insulari: -15,7% la Sardegna e -9,5% la Sicilia che raggiungono rispettivamente quota 54,16 /MWh e 95,42 /MWh, quest ultimo Grafico 2: MGP, prezzi di vendita /MWh Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna massimo degli ultimi nove mesi (Grafico 2). In Sardegna si sono registrate tensioni sui prezzi in orari notturni che hanno spinto la media delle ore fuori picco a 57,6 /MWh (+8 /MWh rispetto a quella delle ore di picco). REPORT LUGLIO 214 /MWh lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug I volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia, pari a 25,8 milioni di MWh, tornano a segnare una flessione tendenziale (-3,1%) dopo la lieve, quanto illusoria, ripresa registrata a giugno. Ancora in calo gli scambi nella borsa elettrica, pari a 17,6 milioni di MWh (-13,1%). Prosegue, iu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr invece, la crescita degli scambi over the counter registrati sulla PCE e nominati su MGP, saliti a 8,2 milioni di MWh (+28,6%) (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato ripiega pertanto di,6 punti percentuali rispetto a giugno e di 7,8 rispetto a luglio 213, attestandosi a 68,2% (Grafico 3). Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Borsa ,1% 68,2% Borsa ,1% 68,2% Operatori ,7% 41,2% Acquirente Unico ,2% 8,9% GSE ,8% 16,8% Altri operatori ,5% 32,% Zone estere ,3% 1,2% Pompaggi - -1,% - Saldo programmi PCE Zone estere ,4% 1,1% Saldo programmi PCE ,2% 26,2% PCE (incluso MTE) ,6% 31,8% PCE (incluso MTE) ,6% 31,8% Zone estere ,4% 3,4% Zone estere - -1,% - Zone nazionali ,2% 28,4% Zone nazionali AU ,6% 12,5% Saldo programmi PCE - Zone nazionali altri operatori ,6% 45,4% Saldo programmi PCE VOLUMI VENDUTI ,1% 1,% VOLUMI ACQUISTATI ,1% 1,% VOLUMI NON VENDUTI ,7% VOLUMI NON ACQUISTATI ,9% OFFERTA TOTALE ,7% DOMANDA TOTALE ,% NEWSLETTER DEL GME 214 NUMERO 74 PAGINA 3

4 mercato elettrico italia Grafico 3: MGP, liquidità % 79,6% 79% 77,3% 78,1% 77,9% 77% 76,% 75% 75,1% 74,6% 73% 71% 69% 71,1% 7,1% 67% 68,8% 68,2% 65,6% 65% 63,6% 65,8% 63,% 63,3% 63,8% 63% 63,% 64,2% 61% gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic REPORT LUGLIO 214 In calo, dopo il debole rimbalzo di giugno, anche gli acquisti nazionali, attestatisi a 25,5 milioni di MWh (-4,%). A livello zonale, la flessione è più decisa al Centro Nord (-15,1%) ed al Centro Sud (-15,9%); in controtendenza, invece, la Sardegna (+3,4%). In aumento, rispetto ai minimi di un anno fa, gli acquisti sulle zone estere, pari a 285 mila MWh (+426,1%) (Tabella 4). In calo anche le vendite di energia elettrica delle unità di produzione nazionale, scese a 22,3 milioni di MWh. A livello zonale, in calo le vendite al Centro Sud (-8,%), al Nord (-5,8%) ed in Sicilia (-4,8%); in aumento nelle altre zone, in evidenza il Sud con +6,%. Fiacche anche le importazioni, pari a 3,5 milioni di MWh, in calo del 3,6% su base annua (Tabella 4). Tabella 4: MGP, volumi zonali Offerte Vendite Acquisti MWh Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Nord ,% ,8% ,6% Centro Nord ,8% ,8% ,1% Centro Sud ,8% ,% ,9% Sud ,7% ,% ,1% Sicilia ,4% ,8% ,3% Sardegna ,6% ,2% ,4% Totale nazionale ,6% ,% ,% Estero ,3% ,6% ,1% Sistema Italia ,7% ,1% ,1% Le vendite da impianti a fonte rinnovabile, in calo solo dello,8% dal massimo storico registrato a giugno, segnano però un aumento su base annua del 6,5%, mantenendosi su livelli molto elevati, con la fonte eolica in forte crescita (+72,9%), l idraulica prossima ai massimi storici e quella solare ancora sopra i 3 milioni di MWh. In netta flessione tendenziale (-1,7%), le vendite da impianti a fonte tradizionale; il calo ha interessato prevalentemente le vendite degli impianti a gas (-19,1%) ed in misura minore gli impianti a carbone (-3,%); sono invece aumentate le vendite degli altri impianti termici (+13,3%) (Tabella 5). Pertanto la quota delle fonti rinnovabili sale al 46,3% (42,2% a luglio 213), con l eolica al 5,6% (3,1% un anno fa). La quota degli impianti a gas si riduce ancora attestandosi al 3,6% (36,7% un anno fa); pressoché invariate le quote delle altre fonti (Grafico 4). NEWSLETTER DEL GME 214 NUMERO 74 PAGINA 4

5 mercato elettrico italia Tabella 5: MGP, vendite per fonte: media oraria Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna Sistema Italia MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var Fonti tradizionali ,6% ,3% ,6% ,6% ,5% ,3% ,7% Gas ,4% ,6% ,1% ,5% ,6% ,5% ,1% Carbone ,6% 41-15,3% ,3% ,% ,% Altre ,1% ,% 22-6,% ,5% 89-49,7% 5-83,% ,3% Fonti rinnovabili ,6% ,4% ,5% ,1% ,8% ,2% ,5% Idraulica ,1% ,% ,3% ,% 81 +4,% 32 +3,8% ,6% Geotermica ,7% ,% ,6% Eolica 6-18,5% 1 +8,8% ,1% ,2% ,1% ,5% ,9% Solare e altre ,9% ,2% ,% 723-8,8% 227-9,7% 11 +2,8% ,% Pompaggio ,1% ,9% - -, ,5% ,6% REPORT LUGLIO 214 Totale ,8% ,8% ,% ,% ,8% ,2% ,% Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 4: MGP, Struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 5: MGP, quota rinnovabili Altre tradizionali 11,7% Pompaggio 2,1% Geotermica (1,8%) 2,1% (1,%) (2,%) Carbone 9,2% (9,2%) Gas 3,6% (36,7%) Fonti rinnovabili 46,3% (42,2%) Idraulica 24,3% (22,7%) Eolica 5,6% (3,1%) Solare e altre 14,4% (14,4%) Tra Tra parentesi parentesi i valori i valori dello dello stesso stesso mese mese dell'anno precedente MARKET COUPLING ITALIA SLOVENIA A luglio il market coupling Italia-Slovenia ha allocato, mediamente ogni ora, una capacità di 377 MWh (427 MWh nello stesso mese del 213). Il flusso di energia è stato per l 87,5% delle ore in import (il 99,9% 3 un anno fa) e per il 12,5% in export. Il delta prezzo tra la zona Nord di IPEX e la borsa slovena BSP è sceso al minimo storico di 2,27 /MWh (era 21,5 /MWh un anno fa); in netto calo anche la rendita generata, pari a,88 milioni di (-87,5%), livello tra i più bassi di sempre (Tabella 6). La capacità disponibile in import (NTC), in aumento del 17,2% rispetto a luglio 213, è stata allocata per il 67,3% tramite il meccanismo del market coupling (96,% nel 213); il rimanente 32,7% non è stato utilizzato. Anche questo mese non ci sono state allocazioni attraverso asta esplicita (erano lo,2% un anno fa) (Grafico 7). Tabella 6: Esiti del Market Coupling Prezzo medio Import Export Rendita Nord BSP Delta Limite* Flusso* Frequenza Saturazioni Limite* Flusso* Frequenza Saturazioni /MWh /MWh /MWh milioni di MWh MWh % ore % ore MWh MWh % ore % ore 42,6 4,33 2,27, ,5% 45,% ,5% 1,5% (63,86) (42,36) (21,5) (7,4) (444) (427) (99,9%) (9,3%) (131) (27) (,1%) ( - ) Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente *Valori medi orari NEWSLETTER DEL GME 214 NUMERO 74 PAGINA 5

6 mercato elettrico italia Grafico 6: Delta prezzi: frequenza ore Lug 214 Lug 213 % 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% 44,9% MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) Nel Mercato Infragiornaliero (MI) prosegue e si rafforza la flessione tendenziale dei prezzi di acquisto in tutte le sessioni, che si attestano tra 44,21 /MWh di MI3 e 46,82 /MWh di MI4, entrambi ai minimi storici. Va tuttavia considerato che i prezzi di MI3 e di MI4 si riferiscono ad un numero limitato di ore del giorno: le ultime 12 il primo e le ultime 8 il secondo. Il confronto con il prezzo di acquisto su MGP (PUN) nelle stesse ore evidenzia prezzi progressivamente più bassi quanto più le sessioni di MI sono prossime alla consegna fisica dell energia (Tabella 7 e Grafico 8). Tabella 7: MI, dati di sintesi 1,3% 53,8% 9,3% Pz Nord> Pz BSP Pz Nord< Pz BSP Pz Nord= Pz BSP 9,7% Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia TWh Lug 214 Lug 213,,4,8,12,16,2,24,28,32,36,4 67,3% 96,% 32,7%,2% 3,9% Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata I volumi di energia scambiati nelle quattro sessioni del Mercato Infragiornaliero, ai massimi da aprile 213, sono stati 2,2 milioni MWh. In crescita tendenziale, anche questo mese, gli scambi su MI1, attestatisi a 1,2 milioni di MWh (+6,8%), valore più alto da ottobre 212. Ancora in netto aumento anche i volumi scambiati su MI2 ed MI3, pari rispettivamente a 588 mila MWh (+14,5%) e 18 mila MWh (+25,8%), mentre si confermano in flessione, la settima consecutiva, quelli su MI4 a quota 194 mila MWh (-3,4%) (Tabella 7 e Grafico 8). REPORT LUGLIO 214 Prezzo medio d'acquisto /MWh Volumi Volumi medi medi Volumi orari orari Volumi medi orari Prezzo Prezzo medio medio Prezzo d'acquisto d'acquisto medio d'acquisto /MWh /MWh medi orari Volumi Volumi medi medi orari orari Prezzo Prezzo /MWh medio medio Volumi d'acquisto d'acquisto medi MWh Prezzo medio d'acquisto /MWh MWh MWh orari /MWh /MWh MWh MWh MWh variazione MWh variazione variazione variazione variazione variazione variazione variazione variazione variazione variazione variazione variazione variazione MGP MGP MGP 46,42 66,86 MGP 46,42 MGP MGP -3,6% 66,86 46, ,6% 66, ,6% -3,1% ,1% ,1% (1-24 h) ( ,42 h) 66,86 (1-24 h) -3,6% 46, , ,6% -3,1% ,1% GP(1-24 h) 46,42 (1-24 h) 66,86-3,6% ,1% ( ,42 h) 66,86-3,6% ,1% 24 h) MI1 45,89 65,17 MI1 MI1 45,89 65,17 45,89 65,17 MI1 45,89 MI1 MI1 45,89 65,17 65,17-29,6% 45, ,6% 65, ,6% +6,8% ,8% ,8% (1-24 h) 45,89 (1-24 (-1,2%) h) 65,17(-2,5%) (-1,2%) (1-24 h) -29,6% (-2,5%) (-1,2%) ,6% (-2,5%) ,6% +6,8% ,8% I1(1-24 h) (-1,2%) (1-24 h) (-1,2%) (-2,5%) ,8% (1-24 h) (-1,2%) -29,6% (-2,5%) ,8% 24 h) (-1,2%) MI2 (-2,5%) 45,2 63,65 MI2 MI2 45,2 63,65 45,2 63,65 MI2 45,2 MI2 MI2 45,2 63,65 63,65-29,3% 45,2-29,3% 79 63, ,3% +14,5% ,5% ,5% (1-24 h) 45,2 (1-24 (-3,%) h) I2 (-3,%) 63,65(-4,8%) (-3,%) (1-24 h) -29,3% (-4,8%) (-3,%) 79-29,3% (-4,8%) 69-29,3% +14,5% ,5% (1-24 h) (1-24 h) (-3,%) (-4,8%) ,5% (1-24 h) (-3,%) -29,3% (-4,8%) ,5% 24 h) (-3,%) 44,21 MI3 (-4,8%) 66,99 44,21 66,99 MI3 MI3 44,21 66,99 MI3 44,21 MI3 MI3 44,21 66,99 66,99-34,% 44,21-34,% -34,% , ,% +25,8% +25,8% ,8% ,8% h) 44,21 (13-24 (-7,4%) h) I3(13-24 h) (-7,4%) 66,99(-3,8%) (-7,4%) (13-24 h) (-3,8%) (-7,4%) -34,% (-3,8%) -34,% ,8% (13-24 h) (-7,4%) (-3,8%) ,8% (13-24 h) (-7,4%) -34,% (-3,8%) ,8% -24 h) (-7,4%) 46,82 MI4 46,82 (-3,8%) 7,89 7,89 46,82 7,89 MI4 MI4 MI4 46,82 MI4 MI4 46,82 7,89 7,89-33,9% 46,82-33,9% -33,9% 783 7, ,9% -3,4% -3,4% ,4% 811-3,4% h) 46,82 (17-24 (-7,8%) h) I4(17-24 h) (-7,8%) 7,89(-6,8%) (-7,8%) (17-24 h) (-6,8%) (-7,8%) (-7,8%) -33,9% (-6,8%) -33,9% ,4% (17-24 h) (-6,8%) ,4% (17-24 h) (-7,8%) -33,9% (-6,8%) ,4% TA: TA: -24 h) Tra parentesi Tra parentesi NOTA: (-7,8%) lo scarto lo scarto Tra parentesi con i prezzi con prezzi (-6,8%) NOTA: NOTA: lo su su scarto MGP Tra MGP Tra con parentesi parentesi negli negli i prezzi stessi lo stessi lo su periodi scarto periodi scarto MGP con con negli rilevanti i prezzi rilevanti prezzi stessi (ore). su (ore). su periodi MGP MGP rilevanti negli stessi negli stessi (ore). periodi rilevanti (ore). periodi rilevanti (ore). NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore). ra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore) ,89 66,86 66,99 65,17 63,65 Prezzi. /MWh 46,42 45,89 45,2 44,21 46,82 MGP MI1 MI2 MI3 MI4 Grafico 8: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria /MWh MI1 MI2 MI3 MI Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug ,82 45,89 45,2 44,21 MWh MI1 MI2 MI3 MI Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 6 6

7 mercato elettrico italia MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO ex-ante (MSD ex-ante) 2 A luglio, gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di dispacciamento ex-ante -2a salire segnano per il terzo mese -4 consecutivo una flessione tendenziale (-3,5%) attestandosi a Grafico 9: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria MERCATO A TERMINE DELL ENERGIA (MTE) Nel Mercato a Termine dell energia (MTE) sono state registrate 58 negoziazioni in cui sono stati scambiati 41 contratti (di cui 36 con profilo baseload e 5 con profilo peakload), pari a 1,7 milioni di MWh. Le posizioni aperte a fine mese ammontavano a 34,2 milioni di MWh, in calo del 6,2% rispetto al mese precedente. Pressoché stabili o in calo, rispetto a giugno, i prezzi di tutti quota 69 mila MWh, minimo da marzo 213. In crescita, invece, dopo cinque ribassi consecutivi, le vendite di Terna sul mercato a scendere, pari a 414 mila MWh (+25,5%) (Grafico 9) MWh gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen -1.4 feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar A scendere apr213 mag A salire 213 giu A scendere lug 214 ago A salire set 214ott nov dic A scendere 213 A salire 213 A scendere 214 A salire 214 i prodotti negoziati, ad eccezione del prodotto Anno 215 sia baseload (+3,6%) che peakload (+2,2%) (Tabella 8 e Grafico 1). Il prodotto Agosto 214 ha chiuso il suo periodo di trading con un prezzo di controllo pari a 49,2 /MWh sul baseload e 49,7 / MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente a 4.1 e MW, per complessivi 3,3 milioni di MWh. REPORT LUGLIO 214 Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a giugno Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Agosto ,2-3,7% Settembre ,9-7,2% Ottobre ,17-9,8% Novembre , IV Trimestre , +,5% I Trimestre ,25 +,% II Trimestre ,6 +,% III Trimestre ,79 +,% Anno ,85 +3,6% Totale Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Agosto ,7-5,2% Settembre ,79-9,1% Ottobre ,5-11,6% Novembre 214 7, IV Trimestre ,64 -,2% I Trimestre ,6 -,2% II Trimestre ,98 -,6% III Trimestre ,23 -,2% Anno 215 6,13 +2,2% Totale TOTALE * Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo valore del mese precedente ** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading PRODOTTI BASELOAD PRODOTTI PEAK LOAD NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 7 7

8 mercato elettrico italia Grafico 1: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte Agosto 214 Settembre 214 Ottobre 214 IV Trimestre 214 I Trimestre 215 II Trimestre 215 III Trimestre 215 Anno 215 Prezzi di controllo*. /MWh Prodotti Baseload 49,2 49,9 47,6 51,17 52,79 53,85 57, 56, Giugno 214 Luglio 214 *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese Posizioni aperte. TWh Mensili Trimestrali Annuali REPORT LUGLIO 214 PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE) Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni registrate, con consegna/ritiro dell energia a luglio 214, ai massimi dell ultimo anno, sono state pari a 33,5 milioni di MWh, in flessione tendenziale dello,3%. Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a 3,1 milioni di MWh e ai massimi da novembre 212, sono aumentate dell 1,8%, sostenute dai contratti non standard (+4,8%). In calo tendenziale, invece, le transazioni derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a 3,4 milioni di MWh (-16,%) (Tabella 9). Al massimo storico la posizione netta in esito alle transazioni registrate sulla PCE, salita a 18,5 milioni di MWh, con un aumento su base annua del 5,1%. Il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, in flessione sia sul mese precedente (-,2) che su base annua (-,9), si attesta a 1,81, minimo da marzo 213 (Grafico 11). Nei conti in immissione prosegue, anche a luglio, la notevole crescita, l ottava consecutiva, dei programmi registrati che si attestano a 8,2 milioni di MWh (+28,6%); lo sbilanciamento a programma sugli stessi conti si è invece ridotto dell 8,3%, pur confermandosi su livelli molto alti (1,3 milioni di MWh). Ai massimi storici invece i programmi registrati nei conti in prelievo, pari a 15, milioni di MWh (+5,7%), con il relativo sbilanciamento a programma (3,6 milioni di MWh) in aumento del 2,7%. Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a luglio e programmi TRANSAZIONI REGISTRATE PROGRAMMI Immissione Prelievo MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Baseload ,3% 22,5% Richiesti ,3% 1,% ,7% 1,% Off Peak ,4% 1,8% di cui con indicazione di prezzo ,% 4,2% Peak ,9% 2,5% Rifiutati ,8% 19,% 199 -,% Week-end 1.2 -,% di cui con indicazione di prezzo ,9% 19,% Totale Standard ,7% 26,8% Totale Non standard ,8% 63,1% Registrati ,6% 81,% ,7% 1,% PCE bilaterali ,8% 9,% di cui con indicazione di prezzo ,6% 21,3% MTE ,% 1,% Sbilanciamenti a programma ,3% ,7% TOTALE PCE ,3% 1,% Saldo programmi ,2% POSIZIONE NETTA ,1% 55,3% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 8 8

9 mercato elettrico italia Grafico 11: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria MWh Registrazioni Turnover 48. 1,95 1,96 1, , ,88 1, ,83 1, ,83 1,88 1,87 1,83 1,81 1,99 1,95 1,91 1,87 1,83 1,79 REPORT LUGLIO , ,71 Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug ,67 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 9 9

10 mercato gas italia Gli andamenti del mercato italiano del gas A cura del GME A luglio, i consumi complessivi di gas naturale, tornano a segnare un nuovo calo su base annua (-4,%), riprendendo la lunga striscia negativa interrotta soltanto lo scorso giugno. La decisa crescita tendenziale dei consumi del settore civile (+22,5%) e quella più contenuta del settore industriale (+3,3%) non ha infatti compensato il nuovo crollo dei consumi del settore termoelettrico (-19,2%), spiazzato dalla progressiva espansione delle fonti rinnovabili. Sul lato offerta, calano sia le importazioni di gas naturale (-3,8%) che la produzione nazionale (-2,3%). Le iniezioni di gas naturale nei sistemi di stoccaggio segnano una flessione (-2,5%) ma le giacenze a fine mese negli stoccaggi sono decisamente cresciute rispetto a luglio 213 (+43,1%), al pari del loro rapporto sullo spazio conferito che ha superato il 95%. Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME si sono complessivamente scambiati 3,2 milioni di MWh (pari al 7,8% della domanda complessiva di gas naturale), tutti nei due comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PB-GAS), dove i prezzi non si sono significativamente discostati dalle quotazioni al PSV (18,51 / MWh) scese ai minimi da novembre 29. REPORT LUGLIO 214 IL CONTESTO A luglio, i consumi di gas naturale in Italia, pari a milioni di mc, tornano a registrare una flessione tendenziale (-4,%), dopo la ripresa del mese precedente, determinata dalla pesante caduta dei consumi del termoelettrico (-19,2%), scesi a milioni di mc. Continua, invece, la crescita dei consumi del settore civile che, al terzo rialzo consecutivo, si attestano a 1.17 milioni di mc (+22,5%). Leggera ripresa (+3,3%), ma la più consistente da inizio anno, anche per i consumi del settore industriale, che salgono a 1.99 milioni di mc. Le esportazioni, più che dimezzate rispetto ad un anno fa, scendono a 47 milioni di mc (-5,8%). Dal lato offerta, perdura la flessione, in atto ormai da novembre 212, della produzione nazionale che, seppur ai massimi da inizio anno, segna un -2,3% su base annua attestandosi a 622 milioni di mc. In calo anche le importazioni di gas naturale, pari a milioni di mc (-3,8%). Tra i punti di entrata si riducono le importazioni di gas naturale algerino da Mazara (-38,8%), di quello russo da Tarvisio pari a milioni di mc (-11,1%) e dal rigassificatore di Cavarzere (-2,5%); in controtendenza il gas del nord Europa da Passo Gries (+29,8%) e quello libico da Gela (+15,4%). Permane ancora a regime ridotto, infine, il rigassificatore di Panigaglia. Nei sistemi di stoccaggio sono stati iniettati milioni di mc di gas naturale, in calo del 2,5% rispetto ad un anno fa; come a luglio 213 non sono state, invece, registrate erogazioni. Figura 1: Bilancio gas trasportato Fonte: dati SRG Ml di mc TWh var. tend. Importazioni ,1-3,8% Import per punti di entrata Mazara 45 4,3-38,8% Tarvisio ,6-11,1% Passo Gries ,6 +29,8% Gela 573 6,1 +15,4% Gorizia ,% Panigaglia (GNL) 1, +5,6% Cavarzere (GNL) 525 5,6-2,5% Livorno (GNL) Erogazioni da stoccaggi,% Produzione Nazionale 11,4% TOTALE IMMESSO Importazioni 65,1% Produzione Nazionale 622 6,6-2,3% Erogazioni da stoccaggi TOTALE IMMESSO ,7-3,6% Riconsegne rete Snam Rete Gas ,1-2,9% Industriale ,6 +3,3% Termoelettrico ,1-19,2% Reti di distribuzione ,4 +22,5% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 47,5-5,8% TOTALE CONSUMATO ,6-4,% Iniezioni negli stoccaggi ,5% TOTALE PRELEVATO ,7-3,6% * comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema*,9% Iniezioni negli stoccaggi 29,6% TOTALE PRELEVATO Riconsegne rete Snam 69,5% Reti di distribuzione 21,5% Termoelettrico 27,9% Industriale 2,2% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 1 1

11 mercato gas italia Nell ultimo giorno del mese la giacenza di gas naturale negli stoccaggi ammontava a milioni di mc, in aumento del 43,1% rispetto allo stesso giorno del 213, e livello tra i più alti per il mese di luglio. In aumento anche il rapporto giacenza/ Figura 2: Stoccaggio Stoccaggio Ml di mc variazione tendenziale Giacenza (al 31/7/214) ,1% Erogazione (flusso out) - - Iniezione (flusso in) ,5% Flusso netto ,5% Spazio conferito ,% Giacenza/Spazio conferito 95,6% +34,8 p.p. spazio conferito salito a 95,6% (6,8% nel 213). Ai minimi da novembre 29 la quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale (PSV) che, con una flessione di 9,24 /MWh (-33,3%) su base annua, è scesa a 18,51 /MWh. Fonte: dati SRG, Stogit-Edison ML di mc Stoccaggi 2.5 Erogazione Iniezione lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug A.T. 212/13 A. T. 213/14 REPORT LUGLIO 214 ML di mc Giacenze fine mese Erogazione Iniezioni Spazio conferito lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug A.T. 212/13 A. T. 213/14 12, 9, 6, 3,, -3, ML di mc Flusso netto lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug A.T. 212/13 A. T. 213/14 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 11 11

12 mercato gas italia I MERCATI GESTITI DAL GME A luglio nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono stati scambiati 3,2 milioni di MWh, pari al 7,8% della domanda complessiva di gas naturale (5,7% a luglio 213), tutti nei due comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PB-GAS). Figura 3: Mercati del gas naturale* Nessuno scambio di gas naturale è stato registrato nel Mercato a pronti del Gas (MP-GAS), nel Mercato a Termine del Gas (MT-GAS) e nei comparti (Import e Ex d.lgs 13/1 ) della Piattaforma Gas (P-GAS). Fonte: dati GME, Thomson-Reuters REPORT LUGLIO 214 MGAS Prezzi. /MWh Min MP-GAS MGP MI MT-GAS PB-GAS Media Comparto G-1 18,76-17,29 2, Comparto G+1 19,19 (27,79) 17,5 22, ( ) P-GAS Import Ex d.lgs 13/ Tra parentesi i valori nello stesso mese dell'anno precedente Max Volumi. MWh Totale /MWh PBGAS G-1 PBGAS G+1 PSV Pfor** lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug A.T. 212/13 A. T. 213/14 Prezzi. /MWh PBGAS G+1 19,19 PBGAS G-1 18,76 PSV 18,51 Pfor** 19, * MGP e MI sono mercati a contrattazione continua, le Royalties e la PB-GAS mercati ad asta, il PSV è una quotazione ed il P for un indice ** Fino a settembre 213 indice QE NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 12 12

13 Prodotti /MWh /MWh /MWh variazioni % N. MWh/g N. MWh/g MWh/g variazioni % M mercato gas italia BoM BoM , BoM , M , M , M , Tabella 1: Mercato a termine del gas naturale, prezzi e volumi Fonte: dati GME M , Q , Q Mercato - 28, OTC - Totale Posizioni aperte Prezzo Prezzo Q Prezzo di minimo - controllo* massimo 26,972 Negoziazioni - Volumi Registrazioni - Volumi - Volumi Prodotti /MWh /MWh /MWh variazioni % N. MWh/g N. MWh/g MWh/g variazioni % MWh/g MWh Q , BoM , BoM Q ,- - 27, M ,198,% M WS-213/ ,726-,% 28, M ,664,% M WS-214/ , , Q ,194,% Q SS ,764-,% 26, Q ,249,% Q TY-213/ ,-,% 27, SS ,118,% TY-214/215 WS-214/ ,476-,% 27, CY ,983,% CY-214 TY-214/ ,793-,% 27, Totale Totale *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese REPORT LUGLIO 214 Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PB-Gas) sono stati scambiati 2,7 milioni di MWh in aumento del 1,9% rispetto ad un anno fa. Non si arresta, invece, la flessione del prezzo medio, che aggiorna per il sesto mese consecutivo il minimo storico, pari a 19,19 / MWh (-31,% su luglio 213), in linea con le quotazioni registrate al PSV (+,67 /MWh). Nei 15 giorni, sui 31 di luglio, in cui il sistema è risultato lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>], sono stati scambiati 1,4 milioni MWh, di cui il 71,9%, pari a 1, milioni di MWh, venduti dal Responsabile del Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 18,95 / MWh in calo del 31,7% su base annua e valore più basso mai registrato. Nei restanti 16 giorni con il sistema corto (SCS<), sono stati scambiati 1,3 milioni di MWh, di cui il 56,5% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 19,42 / MWh (-3,3%), anch esso al minimo storico. Complessivamente il 64,4% dei volumi scambiati (1,7 milioni di MWh) è stato determinato dall azione di RdB ed il restante 35,6% (,9 milioni MWh) da scambi tra operatori. Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G + 1, prezzi e volumi Fonte: dati GME Sbilanciamento complessivo Totale del sistema (SCS) positivo negativo n.giorni 15/31 /MW n.giorni h 16/31 34, Prezzo. /MWh 19,19 (-31,%) 18,95 32, 19,42 Acquisti. MWh (+1,9%) , RdB (+79,1%) 28, Operatori (-3,1%) , Vendite. MWh (+1,9%) , RdB (-25,1%) , Operatori (+54,3%) , Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente 18, Partecipazione al mercato Totale lato acquisto lato vendita Operatori attivi. N /MWh 3, 27, 24, 21, 18, /MWh 3, 27, 24, 21, 18, 15, 27, /MWh 12, 26, 27, N. 26, N. 26, /MWh /MWh Volumi Prezzi Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug A.T. 212/13 A. T. 213/14 18/31 25/31 1/3 23/31 12/3 12/31 17/31 16/28 2/31 2/3 23/31 19/3 15/31 13/31 6/31 2/3 8/31 18/3 19/31 14/31 12/28 11/31 1/3 8/31 11/3 16/31 SCS positivo SCS negativo Prezzo Prezzo SCS positivo SCS negativo Prezzo Prezzo 9. MW h MWh MWh MWh -2. MWh MWh Nel Comparto G-1 della PB-Gas, a luglio sono stati scambiati 58 mila MWh di gas naturale ad un prezzo medio di 18,76 / MWh. Nelle sessioni con scambi di gas naturale, il Responsabile del Bilanciamento presentava sempre un offerta in vendita soddisfatta dagli acquisti degli operatori nelle zone Import e Stogit. Nella prima, ai punti di Tarvisio e Passo Gries, sono stati acquistati 27 mila MWh ad un prezzo medio di 16,5 /MWh, nella seconda 31 mila MWh ad un prezzo medio di 18,76 / MWh. NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 13 13

14 mercato gas italia Tabella 2: Piattaforma di Bilanciamento comparto G-1 Import Edison Stoccaggio LNG Zone Stogit Reintegro Stogit Linepack Fonte: dati GME Totale Prezzo. /MWh 16, , ,76* Volumi. MWh REPORT LUGLIO 214 Operatori*. N * Media aritmetica dei prezzi massimi zonali giornalieri NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 14 14

15 mercati energetici europa Tendenze di prezzo sui mercati energetici europei A cura del GME Nel mese di luglio, le quotazioni spot del Brent e dei combustibili fossili oggetto di analisi registrano diffusi cali, sia a livello tendenziale che congiunturale, ad eccezione del carbone che, per la seconda volta dall inizio dell anno, registra un lieve aumento rispetto al mese precedente. In particolare il Brent scende al minimo annuo, disattendendo la tendenza rialzista solitamente osservata nel periodo estivo. Prosegue infine la dinamica ribassista su tutte le borse elettriche, dove si evidenziano forti cali tendenziali generalizzati, in virtù dei quali il prezzo francese sfugge alla consueta ripresa stagionale, giungendo al minimo da aprile 24. REPORT LUGLIO 214 A luglio, il prezzo spot del Brent (16,82 $/bbl, -5%) registra la prima flessione significativa dall inizio dell anno più marcata peraltro che sugli altri riferimenti internazionali del greggio ponendosi al minimo del 214 e deludendo al ribasso le aspettative degli operatori espresse nel mese di giugno (113 $/bbl). In merito ai prezzi future, si riduce lo spread dello spot dalla quotazione del prodotto annuale (16,41 $/bbl), mentre restano sui 18 $/bbl i prezzi relativi ai contratti di più prossima delivery. Quanto alle commodity derivate, l olio combustibile (6,83 $/MT), in particolare, segna una riduzione del 5% rispetto a giugno, favorendo un effetto ribassista sulle quotazioni dei prodotti a termine (-1/-4%). Come negli ultimi tre anni, nel mese di luglio il prezzo europeo del carbone aumenta (74,16 $/MT, +2%), sospendendo il persistente trend ribassista che lo interessa ormai dall inizio del 211 e tornando al di sopra della quotazione sudafricana, quest ultima in lieve calo. Si mantiene sempre più elevato degli altri due riferimenti il prezzo cinese, soggetto tuttavia al secondo calo mensile consecutivo. In ripresa, i prezzi future dei mensili risultano allineati alla quotazione spot (74/75 $/MT), mentre resta più elevato il valore del prodotto annuale (78 $/MT). Da segnalare, peraltro, che l intensità delle riduzioni tendenziali osservate su tutte le commodity cresce, favorita da un aumento del tasso di cambio dollaro/euro (1,35 $/ ) che, stabile rispetto a giugno, mostra un aumento del 4% rispetto al 213. Newsletter Luglio 14 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1) Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica. Quotazioni a pronti Quotazioni a termine FUEL UdM Lug 14 2 FUEL ultima quot. future M-1 Ago 14 Set 14 Ott PETROLIO $/bbl 16,82 crude - 5 % oil - 2 % 113,41 18,9-2 % 18,34-2 % 18,5-16,41 - % Brent FOB /bbl 78,87 brent - 5 crude % future - 5 % - 8,44-8,1-8,12-78,44 - OLIO COMB. $/MT 6,83 fuel - 5 oil % - 1 % 627,31 596,37-4 % 596,49-3 % 594,74-585,21-1 %.1 FOB Barge /MT 443,61 FO - 1.% 5 % NWE- 4 % - 44,49-44,54-439,2-431,39 - GASOLIO $/MT 886,59 gasoil - 3 % - 3 % 927,5 93,99-2 % 96,43-2 % 99, FOB ARA /MT 654,6 gasoil - 2 % future - 6 % - 667,71-669,46-671, CARBONE $/MT 74,16 coal + 2 % - 2 % 73,3 74, % 74, % 75,11-78,46-1 % ARA Stm 6K C /MT 54,76 API2 + 3 CIF % - 5 % - 55,6-55,25-55,47-57,84 - CAMBIO $/ USD/EUR 1,35 FX- % + 4 % - 1,35 - % 1,35 - % 1,35-1,36 - % FX USD 1, FX USD % % - 1, - 1, - 1, - 1, - Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. Fonte: Thomson-Reuters $/bbl $/ 13 1, NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA ,8 1,7 1,6

16 PETROLIO $/bbl 18,38 crude - 1 % oil - 1 % 18,73 18,51 - % 17,53-1 % 17,28-11,92 - % LIO COMB. Tabella Newsletter 1: $/MT Greggio Marzo e 64,78 combustibili, 14 fuel - Tendenze + Var quotazioni oil 3 % + M-1 2 mensili 3 di % ultima prezzo spot 623,93 quot. e a termine. e Prospettive Media 612,95 Var aritmetica. M-1sui + Mercati 1 % 67,12 Energetici + % Var (pag 65,6 M-1 1) - 577,8 - % Brent FOB FUEL /bbl UdM 78,38 Lug 14 brent - 3 crude % FUEL future - 7 % - Ago 14 78,49 -Set 14 77,78 Ott ,6 215 future M-1-73, FOB Barge /MT 463,4 FO + 1.% 1 % NWE- 3 % - 443,36-439,15-437,67-417,32 - OLIO COMB. $/MT Quotazioni 64,78 a pronti fuel + oil 3 % + 3 % 623,93 612, % 67,12 Quotazioni a + termine % 65,6-577,8 - % Tabella ASOLIO 1:.1 FOB PETROLIO Greggio $/MT e combustibili, Barge /MT $/bbl 9,5 463,4 16,82 quotazioni gasoil FO crude % 15 % oil mensili NWE % 1 spot % e 113,41 a termine. 933, Media - 18,9aritmetica. 917,93 443,36-2 % -18,34-2 % 439,15-2 % 916,94 18,5-2 % - 437,67-16,41 915, % ,32 - mercati Brent FOB FUEL /bbl energetici UdM 78,87 Lug 14 brent - Var 5 crude M-1 FUEL future europa - Var 5 % M-12 ultima - quot. 8,44-8,1-8,12-78,44 - GASOLIO $/MT 9,5 2 future 933, M-1 Ago ,93 Set 14-2 % 916,94 Ott 14-2 % 915, FOB ARA Quotazioni /MT a pronti 65,91 gasoil - 4 % future - 8 % - 663,95 -Quotazioni 663,25 a termine - 661, Newsletter Luglio 14 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1) - - OLIO COMB. $/MT 6,83 fuel - 5 oil - 1 % 627,31 596,37-4 % 596,49-3 % 594,74-585,21-1 % ARBONE $/MT 75,45 coal - 2 % - 11 % 75, 76,9-1 % 75,36-2 % 75,51-81,1-1 %.1 FOB.1 ARA FOB Barge /MT /MT 65,91 443,61 gasoil FO % 5 future % NWE - 48 % ,49 663,95-44,54 663,25 439,2-661,99-431, PETROLIO $/bbl 16,82 crude - 5 % oil ,41 18,9-2 % 18,34-2 % 18,5-16,41 - % RA CARBONE Stm FUEL 6K GASOLIO C UdM /MT $/MT $/MT Mar ,57 75,45 886,59 coal API2 FUEL ultima quot. gasoil CIF % % 927,5 75, 93,9976,9-2 % ,43 % 75,36-2 % 99,94-2 % 75, ,1-1 % Tabella Brent 1: FOB Greggio e /bbl combustibili, 78,87 quotazioni brent - 5 crude % mensili future - future % 5 % spot M-1 - Apr 14 e -a termine. Media 8,44 55,4 Mag 14 - aritmetica. - 8,1 54,51 Giu ,12 54, ,44-58, FOB ARA /MT 654,6 ARA Stm 6K C /MT 54,57 gasoil - 2 API2-4 CIF future - 6 % ,71-669,46-671, AMBIO $/ - 55,4-54,51-54,62-58,64 - CARBONE OLIO COMB. USD/EUR Quotazioni $/MT $/MT 1,38 a 74,16 6,83FX+ pronti coal fuel % 5 oil % % 17 % 73,3 627,31-74,54 596,37 1, % 4 % 74,81 596, % Quotazioni % 3 % 1,38 a termine 75,11 594,74+ 1 % ,46 585,21 1,38-1 -% 1 %- 1, X PETROLIO CAMBIO USD $/ USD/EUR 1, , % 1, % 1,38-1, % ARA.1 Stm FOB $/bbl 6K Barge C /MT /MT 18,38 1,crude 54,76 443,61-1 FX % oil API2 USD FO + 3 %- CIF 1.% - 51 %% NWE % 4 % 18, ,51 55,6 44,49-1, % ,53 55,25 44, % - - 1, 17,28 55,47 439, ,92 57,84 431,39 1, - - %- 1, - Brent FX FOB USD CAMBIO GASOLIO $/ /bbl USD/EUR $/MT 78,381,1,35 brent 886,59-3 FX crude % FX FUEL UdM Lug 14 Var USD gasoil - % future M-1 -%- 37 %% Var + M % 3 % FUEL ultima - 927,5 -quot. - 78,491,35 93,99 1, future M-1 Ago 14 Var - - M-1 -% 2 % 77,78-1,35 96,43 Set 14 Var 1, -- M-1 -% 2 % 77,6 1,35 99,94 - Ott 14 Var -M-1 1, - - 1,36 73, Var - M-1 % - 1, - OLIO COMB. FX.1 USD FOB $/MT ARA /MT 64,78 1, fuel 654,6 + oil 3 % FX gasoil USD -% % future % -% 6 % 623, ,95 1, 667,71+ 1 %- - 67,12 1, 669,46 + %- - 65,6 1, 671, ,8 1,- - - %.1 rafico FOB Grafico Barge 1: CARBONE Greggio 1: Greggio /MT e tasso $/MT 463,4 e tasso di cambio, FO 74,16 di + 1.% cambio, 1 % NWE coal andamento % - 2 % -mensile 73,3 dei 443,36 dei prezzi 74,54 spot % e 439,15 e a a termine. 74, Media 1 % 437,67 75,11 aritmetica ,32 78,46-1 -% Grafico PETROLIO 1: Greggio e $/bbl tasso di 16,82 cambio, crude - 5 andamento % oil - 2 % mensile 113,41 dei prezzi 18,9spot - e 2 % a termine. 18,34 Media - 2 aritmetica. Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 18,5-16,41 - % GASOLIO ARA Stm $/MT 6K C /MT 9,5 gasoil 54,76-2 % API CIF 1 % - 5 % 933, - 917,9355,6-2 % - 916,94 55,25-2 % - 915,18 55, , $/bbl Brent FOB /bbl 78,87 brent - 5 crude % future - 5 % - 8,44-8,1-8,12-78, $/bbl FOB ARA CAMBIO /MT $/ USD/EUR 65,91 gasoil 1,35-4 % future FX- - 8 % + 4 % ,95 1, % 663,251, % 661,99 1, , % OLIO $/bbl COMB. $/MT 6,83 fuel - 5 oil % - 1 % 627,31 596,37-4 % 596,49-3 % 594,74-585,21 $/ - 1 % $/ $/ 3 CARBONE FX USD $/MT 75,45 coal 1, - 2 % FX USD - 11 % % % 75, - 76,9 1, - 1 % - 75,361, - 2 % - 75,51 1, ,1 1, % FOB Barge /MT 443,61 FO - 1.% 5 % NWE- 4 % - 44,49-44,54-439,2-431,39 1,9-1,9 1,9 ARA Stm 6K C /MT 54,57 API2-4 CIF % - 16 % - 55,4-54,51-54,62-58,64 - GASOLIO $/MT 886,59 gasoil - 3 % - 3 % 927,5 93,99-2 % 96,43-2 % 99, ,8 2 CAMBIO 12 $/ Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica..1 FOB USD/EUR ARA /MT 1,38 654,6 FX+ 1 % gasoil - 2 % future + 7 % - 6 % - - 1,38 667, % - 1,38 669, % 671,96 1, , % 1,8 1,8 FX USD CARBONE 11 $/MT1, 74,16 FX USD % coal + 2 % % - 2 % - 73,3 1, 74, % 1, 74, % 75,11 1, -- 78,46 1, 1,7 $/bbl - 1 %- 11 $/ 1 1,7 ARA Stm 6K C /MT 54,76 API2 + 3 CIF % - 5 % - 55,6-55,25-55,47-57,84-1, ,6 1,9 Grafico 1: CAMBIO Greggio $/ e tasso USD/EUR di cambio, 1,35 andamento FX- % + mensile 4 % dei - prezzi spot 1,35 e a termine. - % Media 1,35aritmetica. - % 1,35-1,36 - % 1 1,6 FX 912 USD 1, FX USD % % - 1, - 1, - 1, - 1, 1,5 1,8-1,6 $/bbl 9 8 1,4 $/ 11 1,7 1, Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,9 1, ,6 1,4 12 $/bbl $/ 1, ,2 1, ,9 1,5 1,3 11 1, ,8 1,3 8 1,4 16 1,6 1, Grafico : 6Prodotti petroliferi, andamento mensile dei 1prezzi 2 3 4spot 5 6e 7 a 8 termine Media aritmetica Fonte: 3 4 5Thomson-Reuters , ,3 1, $/MT ,6 $/bbl 7 1, , , ,5 9 Grafico 2: Prodotti 21 petroliferi, 211 andamento mensile 212 dei prezzi spot e a 213 termine. Media aritmetica Grafico 8 rafico 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 12 1,3 1,4 $/bbl 6 Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 7 1,3 1, $/MT $/MT $/bbl $/bbl , Grafico 2: 6 Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. $/bbl $/MT $/bbl Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Grafico 3: Grafico 1Coal, 3: andamento Coal, andamento mensile mensile dei dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica Fonte: 12 1Thomson-Reuters $/MT 49$/MT Grafico 14 3: 3: Coal, Coal, andamento mensile annuale dei e mensile prezzi spot dei prezzi e a termine. spot e Media a termine. aritmetica. Media aritmetica 613 Grafico 13 3: Grafico Coal, : andamento Coal, andamento mensile mensile dei prezzi dei prezzi spot spot e a termine. e a termine. Media Media aritmetica. $/MT $/MT 12 $/MT Fonte: Thomson-Reuters ,3 REPORT LUGLIO 214 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 16 16

17 mercati energetici europa In accordo con la dinamica in atto dall inizio del 214 e con i movimenti storicamente registrati sul mercato in questa fase dell anno, le quotazioni spot dei principali hub del gas (16/18 /MWh) risultano ancora in ribasso su base mensile (-3/-6%) per quanto lievi rialzi giornalieri realizzati nell ultima parte del mese hanno ridotto la portata delle diminuzioni e soprattutto a livello annuo (-33/-38%). Tali andamenti interessano anche il PSV italiano che, pur confermandosi più elevato degli altri Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica riferimenti europei (2 /MWh circa sul TTF), si attesta a 18,48 /MWh, scendendo al livello minimo da ottobre 29. Quanto ai mercati a termine, il valore dei prodotti di prossima consegna sembrano convergere sullo spot (a seguito di ribassi dell 8/9%), mentre variazioni meno rilevanti si registrano sui prezzi dei contratti annuali, sostanzialmente ancorati attorno a 24 /MWh. Newsletter Luglio 14 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2) Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica REPORT LUGLIO 214 Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) GAS Area Lug 14 2 ultima quot. future M-1 Ago 14 Set 14 Ott 14 GY 214/15 PSV IT 18,48-3 % - 33 % 18,65 18, TTF NL 16,41-6 % - 37 % 16,75 16,6-8 % 17, ,55-1 % CEGH AT 17,59-4 % - 35 % 17,95 17, NBP UK 16,11-4 % - 38 % 16,43 16,41-9 % 17,4-8 % 2,7-23,92-2 % /MWh Fonte: Thomson-Reuters Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Quotazioni a pronti ( /MWh) A seguito della ripida tendenza ribassista in atto, che sembra assorbire gli andamenti dei mercati Var dei M-1 principali Var Gestor M-12 Area Lug 14 ultima combustibili quot. Paese e future M-1 di riferimento, i prezzi delle borse elettriche europee analizzate si attestano ITALIA tutti su valori tra 46,42 i più bassi - 1 % degli - 31 ultimi % quattro 49,2 anni. La quotazione FRANCIAfrancese, in 25,49 particolare, - 17 % scende - 26 % a 25,49 /MWh (-17% mensile, GERMANIA-26% annuo), 31,88 raggiungendo + 1 % - 12 il % livello più basso SPAGNA 48,21-5 % - 6 % da aprile 24 e risultando inferiore al prezzo tedesco (31,88 AREA SCANDINAVA 28, % - 16 % /MWh, +1% mensile, -12% annuo) di circa 7 /MWh. Stabile AUSTRIA 32,1 + 3 % - 11 % sui livelli del precedente trimestre, la quotazione italiana, pari Quotazioni a termine ( /MWh) a 46 /MWh (-31% annuo), si conferma ai minimi dal 29 e al di sotto del valore spagnolo (48,21 /MWh), apparso Var tuttavia M-1 Ago 14 Set 14 Ott meno volatile rispetto agli ultimi mesi. Rivalutate generalmente al 49,7 ribasso, - 6 le % aspettative 5,15-7 degli % operatori 52,86 -per il 52,65 prossimo + 1 % mese convergono verso prezzi comunque più alti dello spot, fatta eccezione per la Francia e la Germania che stimano un agosto in riduzione rispetto al bimestre precedente, seguendo un andamento più tipicamente stagionale. IT Borsa Ita ,71 - FR EEX 29,5 25,1-11 % 35,22-5 % 43,27-41,93 - DE EEX 32,25 3,5-2 % 33,76-2 % 35,5-34,86 - ES nome OMIP Borsa Ita 53,75-49, % 5, % 48, , NO nome Nasdaq EEX 25,7-3, % 31, % 32, ,7 - - nome Nasdaq SVIZZERA 31,43 - nome 1 % - OMIP 13 % /MWh NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 17 17

18 PSV IT 18,48-3 % - 33 % 18,65 18, TTF 25 NL 16,41-6 % - 37 % 16,75 16,6-8 % 17, ,55-1 % CEGH AT 17,59-4 % - 35 % 17,95 17, mercati energetici europa NBP UK 16,11-4 % - 38 % 16,43 16,41-9 % 17,4-8 % 2,7-23,92-2 % 2 /MWh Figura 3 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Fonte: Thomson-Reuters Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica 25 Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) Area Lug 14 Var Paese Gestor M-12 ultima quot. 2 e Ago 14 Set 14 Ott future M-1 ITALIA 46,42 - IT1 % - Borsa 31 % Ita 49,2-49, % 5, % 52, ,65 52, % 15 FRANCIA 25,49 - FR 17 % - EEX 26 % 29,5 25,1-11 % 35,22-5 % 43,27-41, GERMANIA 31,88 + DE 1 % - EEX 12 % 32,25 3,5-2 % 33,76-2 % 35,5-34,86-21SPAGNA 48, nome ES 5 % Borsa OMIP - 6 % Ita ,75-49, % 5, % 48, , AREA SCANDINAVA 28,52 + nome NO 13 % - EEX Nasdaq 16 % 25,7-3, % 31, % 32, ,7 - - AUSTRIA 32,1 + nome 3 % - Nasdaq 11 % SVIZZERA 31,43 - nome 1 % - OMIP 13 % Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica REPORT LUGLIO 214 /MWh Quotazioni a pronti ( /MWh) Area Lug 14 5 SPAGNA 48,21 - ES nome 5 % OMIP Borsa - 6 % Ita 53,75-49, % 5, % 48, , AREA 4 SCANDINAVA 28,52 + NO nome 13 % - Nasdaq EEX 16 % 25,7-3, % 31, % 32, ,7 - - AUSTRIA 32,1 + nome 3 % - Nasdaq 11 % SVIZZERA 31,43 - nome 1 % - OMIP 13 % /MWh TWh 7 Volumi a pronti (TWh) 4 In termini 6 di volumi, come di consueto, le borse più capienti Area Lug risultano 5 NordPool (24 TWh), in crescita rispetto al 213 (+5% 25 annuo) ed EEX (26,7 TWh), seguite dai listini mediterranei che Figura 3: Borse AUSTRIAeuropee, volumi,6 annuali + 9 % e - mensili 7 % sui mercati spot riducono nuovamente il reciproco differenziale, per effetto di andamenti contrapposti che portano la borsa italiana sui 18 TWh circa (-13%) e quella spagnola a 16,1 TWh (+2%). 4 ITALIA 17,6 + 8 % - 13 % 2 FRANCIA 6, + 14 % + 37 % 3 15 GERMANIA 2,7 + 1 % - 4 % 1 2 SPAGNA 16, % + 2 % 5 AREA SCANDINAVA 24,1-1 % + 5 % SVIZZERA 211 1,7-1 % % Volumi a pronti (TWh) Area Lug 14 Var Paese Gestor M-12 e 2 ITALIA 17,6 + 8 % - 13 % FRANCIA 6, + 14 % + 37 % GERMANIA 2,7 + 1 % - 4 % SPAGNA 16, % + 2 % AREA SCANDINAVA 24,1-1 % + 5 % AUSTRIA,6 + 9 % - 7 % SVIZZERA 1,7-1 % - 11 % ultima quot. future M-1 TWh Ago 14 Quotazioni a termine ( /MWh) Set 14 Ott 14 Fonte: Thomson-Reuters ITALIA 46,42 - IT1 % - Borsa 31 % Ita 49,2-49, % 5, % 52, ,65 52, % FRANCIA 25,49 - FR 17 % - EEX 26 % 29,5 25,1-11 % 35,22-5 % 43,27-41,93 - GERMANIA 31,88 + DE 1 % - EEX 12 % 32,25 3,5-2 % 33,76-2 % 35,5-34,86-35 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 18 18

19 mercati per l'ambiente Mercato dei titoli di efficienza energetica A cura del GME Nel mese di luglio 214 sul mercato dei Titoli d Efficienza Energetica sono stati scambiati TEE, in aumento rispetto ai TEE scambiati a giugno. Dei TEE sono stati scambiati TEE di Tipo I, TEE di Tipo II, TEE di Tipo II CAR, e TEE di Tipo III. Nel mese in esame si registra un aumento dei prezzi medi pari a 2,98 % per la Tipologia I, 3,43 % per la Tipologia II, 1,77% per la Tipologia II CAR e del 2,92 % per la Tipologia III. In particolare, i titoli di Tipo I hanno registrato una media pari a 11,27 (17,8 a giugno), i titoli di Tipo II sono stati scambiati ad una media di 11,14 (16,49 il mese scorso), la media dei titoli di Tipo II-CAR è stata pari a 19,71 (17,81 a giugno), ed infine i titoli di Tipo III sono stati quotati in media a 11,3 (16,91 a giugno). I titoli emessi dall inizio dell anno sono pari a ( di Tipo I, di tipo II, di Tipo II CAR, di Tipo III e di Tipo V). Dall inizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a Di seguito la Tabella riassuntiva delle transazioni relativa al mese di luglio 214. REPORT LUGLIO 214 TEE, risultati del mercato del GME - luglio 214 Tipo I Tipo I Tipo II Tipo II Tipo Tipo II-CAR II-CAR Tipo III Tipo III Volumi scambiati (n.tee) Valore Totale ( ) , , , ,13 Prezzo minimo ( /TEE) 15,9 17,12 17,1 17,1 Prezzo massimo ( /TEE) 111, 111, 11,5 111, Prezzo medio ( /TEE) 11,27 11,14 19,71 11,3 TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine luglio 214 (dato cumulato) Totale: TIPO I TIPO II TIPO II_CAR TIPO III TIPO V NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 19 19

20 mercati per l'ambiente TEE scambiati dal 1 gennaio 214 N. TEE Mercato: Bilaterali: REPORT LUGLIO Tipo I Tipo II Tipo II-CAR Tipo III Tipo V TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 214) /tep minimo massimo medio 155, 145, 149, 149, 148,5 149, 145, 135, 125, 128,52 115, 118,34 117,96 119,54 116,34 12, 15, 1, 15,41 11, 95, 95, 85, Tipo I Tipo II Tipo II-CAR Tipo III Tipo V Tipologia Tipologia NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 74 PAGINA 25 PAGINA 2 2

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