L ATTUALE MERCATO INTERNAZIONALE DEL GNL E GLI IMPATTI DELLA CADUTA DEL PREZZO OIL

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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.82 MAGGIO '15 approfondimenti L ATTUALE MERCATO INTERNAZIONALE DEL GNL E GLI IMPATTI DELLA CADUTA DEL PREZZO OIL di Gian Paolo Repetto e Agata Gugliotta RIE Il mercato mondiale del Gas Naturale Liquefatto sta attraversando una particolare congiuntura caratterizzata da indebolimento della domanda e discesa dei prezzi, indotta quest ultima oltre che dall inattesa frenata degli utilizzi anche dal dimezzamento delle quotazioni del greggio a cui, soprattutto in Asia, restano legati molti dei volumi commercializzati attraverso contratti a lungo termine. Dopo 45 anni di crescita praticamente ininterrotta, a partire dal 212 il commercio internazionale del GNL conosce un periodo di sostanziale stagnazione. Secondo i più recenti dati anche nel 214 le quantità scambiate a livello mondiale sono rimaste sui 3 md di mc (gassosi), cifra già raggiunta nel 211. Questi volumi rappresentano il 3% del gas mondiale commercializzato e coprono circa il 9% della domanda globale. Nel 214, in particolare, la riduzione della crescita della domanda asiatica (appena +1% rispetto a +6,5% nel 213 e +9,2% nel 212) e il nuovo calo di quella europea (8,5% nei Paesi UE) hanno contribuito a mutare la situazione di mercato corto che aveva segnato gli anni precedenti, facendo presagire, osserva l associazione internazionale degli importatori (GIIGNL), un ritorno ad una situazione di mercato del compratore nel corso del 215. Ciò tenendo anche conto, lato offerta, della capacità di liquefazione addizionale, che seppur ancora limitata, è entrata in esercizio durante il 214 per circa 23 md mc/a: Papua Nuova Guinea, nuovo treno di liquefazione in Algeria (Skikda), terminale di Queensland Curtis in Australia (a fine anno). Fig.1 Evoluzione delle importazioni mondiali di GNL md mc Europa Asia Sud America Nord America Medio Oriente Fonte: Elaborazioni RIE su dati GIIGNL, banca dati RIE in questo numero continua a pagina 26 REPORT/ APRILE 215 Mercato elettrico Italia pag 2 Mercato gas Italia pag 11 Mercati energetici Europa pag 16 Mercati per l'ambiente pag 2 APPROFONDIMENTI L'attuale mercato internazionale del Gnl e gli impatti della caduta del prezzo Oil di Gian Paolo Repetto e Agata Gugliotta RIE pagina 26 NOVITA' NORMATIVE pagina 3 APPUNTAMENTI pagina 32

2 mercato elettrico italia Gli esiti del mercato elettrico A cura del GME Ad aprile gli scambi di energia nel Mercato del Giorno Prima fanno registrare, per il terzo mese consecutivo, un contenuto aumento su base annua (+1,3%). Potrebbe trattarsi di un, seppur debole, segnale, se non di ripresa, almeno di arresto della costante caduta della domanda elettrica che si protrae ormai dal 29. La liquidità del mercato, dopo quasi un anno, torna sopra il 7%. Il prezzo di acquisto dell energia nella borsa elettrica (PUN), ancora in calo congiunturale, scende a 47,84 /MWh, ormai prossimo al minimo storico registrato proprio nell aprile dello scorso anno (45,76 /MWh). In ribasso anche i prezzi dei prodotti negoziati nel Mercato a Termine dell energia elettrica, dove il mensile baseload Maggio 215 chiude il periodo di trading a 45,8 /MWh. REPORT APRILE 215 MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP) Il prezzo medio di acquisto (PUN), in calo di 2,14 /MWh su marzo (4,3%), si porta a 47,84 /MWh, ai minimi da settembre 214. Il confronto con aprile dell anno precedente, quando il PUN registrava un minimo storico, evidenzia, invece, un aumento di 2,8 /MWh (+4,6%). L analisi per gruppi di ore rivela un rialzo su base annua di 3,95 /MWh (+9,1%) nelle ore fuori picco, ed una flessione di 1,73 /MWh (3,4%) nelle ore di picco, con prezzi attestatisi rispettivamente a 47,26 e 48,93 /MWh. Il rapporto picco/baseload scende pertanto su valori molto bassi a quota 1,2 (1,11 ad aprile 214) (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 47,84 45,76 +2,8 +4,6% ,% ,3% 7,9% 71,1% Picco 48,93 5,66 1,73 3,4% ,8% ,8% 72,8% 72,1% Fuori picco 47,26 43,31 +3,95 +9,1% ,6% ,7% 69,5% 7,4% Minimo orario 5,87 6, ,8% 59,1% Massimo orario 94,99 11, ,8% 81,% Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN) /MWh , ,5 Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx) ,97 62,23 54,59 /MWh 48 59, ,1 51, ,17 3,17 49,99 47,84 46,73 46,66 47,2 46,42 45,76 3,26 2,8 47, gen feb mar apr ma giu lug ago set ott nov dic 12 NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 82 PAGINA 2

3 mercato elettrico italia I prezzi di vendita zonali, tutti in calo rispetto a marzo ed in aumento su base annua con la sola eccezione della Sicilia, sono oscillati tra 43,86 /MWh del Sud e 5,71 /MWh della Sicilia. Il prezzo dell isola, con un calo tendenziale del 13,7%, scende ai minimi da oltre 1 anni. La crescente disponibilità di energia rinnovabile nelle ore diurne (in particolare fotovoltaica) Grafico 2: MGP, prezzi di vendita /MWh Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna ha determinato in tutte le zone eccetto il Nord, prezzi di vendita nelle ore di picco più bassi rispetto a quelli delle ore fuori di picco (e quindi anche del baseload). Il Nord è anche la sola zona che ad aprile non registra prezzi di vendita orari a /MWh (Grafico 2). REPORT APRILE apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr I volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia segnano, per il terzo mese consecutivo, un aumento tendenziale (+1,3%) attestandosi a 22,1 milioni di MWh. In crescita sia gli scambi nella borsa elettrica, pari a 15,7 milioni di MWh (+1,%), che gli scambi over the counter, registrati sulla PCE e nominati su MGP, che salgono a 6,4 milioni di MWh (+2,%) (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato, sempre in crescita nel 215, si porta a 7,9%, appena sotto il picco dell aprile dello scorso anno (,2 punti percentuali) (Grafico 3). Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Borsa ,% 7,9% Borsa ,% 7,9% Operatori ,8% 37,5% Acquirente Unico ,7% 1,1% GSE ,8% 18,5% Altri operatori ,5% 37,9% Zone estere ,2% 14,9% Pompaggi ,1% Saldo programmi PCE Zone estere ,7% 1,4% Saldo programmi PCE ,8% 21,4% PCE (incluso MTE) ,% 29,1% PCE (incluso MTE) ,% 29,1% Zone estere ,6% 2,4% Zone estere 9.,% Zone nazionali ,1% 26,7% Zone nazionali AU ,5% 1,8% Saldo programmi PCE Zone nazionali altri operatori ,3% 39,6% Saldo programmi PCE VOLUMI VENDUTI ,3% 1,% VOLUMI ACQUISTATI ,3% 1,% VOLUMI NON VENDUTI ,2% VOLUMI NON ACQUISTATI ,% OFFERTA TOTALE ,2% DOMANDA TOTALE ,1% NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 82 PAGINA 3

4 mercato elettrico italia Grafico 3: MGP, liquidità 72% 71,1% 7,9% 7% 7,1% 68,7% 68% 66,4% 66,8% 66% 65,8% ,8% 68,2% 66,6% REPORT APRILE % 62% 64,2% 64,2% 63,% 63,2% 63,5% 62,6% gen feb mar apr ma giu lug ago set ott nov dic Gli acquisti nazionali, pari a 21,8 milioni di MWh, segnano un nuovo, seppur contenuto, aumento tendenziale (+,3%) concentrato al Centro Nord (+12,%), al Centro Sud (+13,6%) ed al Sud (+5,7%); in calo invece gli acquisti nel Nord (1,9%) e nelle zone insulari (14,4% la Sicilia e 25,6% la Sardegna). In crescita gli acquisti sulle zone estere, pari a 329 mila MWh (+159,8%) (Tabella 4). Le vendite di energia elettrica delle unità di produzione nazionale segnano, invece, una flessione del 3,1% attestandosi a 18,3 milioni di MWh penalizzate, principalmente, dal calo degli impianti del Nord (11,2%) e della Sicilia (8,2%). Le importazioni, pari a 3,8 milioni di MWh, sono, invece, aumentate del 29,3% 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 ,6% ,2% ,9% Centro Nord ,6% ,2% ,% Centro Sud ,1% ,1% ,6% Sud ,8% ,4% ,7% Sicilia ,1% ,2% ,4% Sardegna ,% ,3% ,6% Totale nazionale ,5% ,1% ,3% Estero ,1% ,3% ,8% Sistema Italia ,2% ,3% ,3% Le vendite da impianti a fonte rinnovabile segnano anche ad aprile una flessione su base annua, la quarta consecutiva, e si attestano a 8,4 milioni di MWh (1,5%). In forte calo le vendite degli impianti da fonte idraulica (2,5%); tengono gli impianti eolici (1,7%) e solari (1,5%); in aumento invece le vendite degli impianti geotermici (+7,4%). Per quanto riguarda le fonti tradizionali, crescono le vendite da impianti a gas (+13,9%), mentre si confermano gli impianti a carbone (1,5%) (Tabella 5). Pertanto la quota delle fonti rinnovabili scende al 45,7% (49,5% un anno fa) a vantaggio di quella degli impianti termoelettrici tradizionali con la quota del gas che sale al 3,9% (circa +4,6 punti percentuali) (Grafico 4). NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 82 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% ,5% ,5% ,% 83 23,5% 777 6,5% ,1% Gas ,5% ,2% ,1% ,6% ,8% 58 +3,6% ,9% Carbone ,9% ,3% ,1% ,5% Altre ,3% 83 1,8% 27 12,3% ,5% ,9% ,8% ,4% Fonti rinnovabili ,7% ,1% ,1% ,2% ,9% ,8% ,5% Idraulica ,8% ,2% ,9% 379 9,% ,% 66 2,8% ,5% Geotermica ,4% ,4% Eolica ,6% 13 +8,1% 327 1,7% 95 1,6% 42 +9,4% ,1% ,7% Solare e altre ,5% 443 +,7% ,4% ,6% ,4% ,4% ,5% Pompaggio 15 56,1% 1 +49,6% ,6% 1 32,9% ,5% REPORT APRILE 215 Totale ,2% ,2% ,1% ,4% ,2% ,3% ,1% Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 4: MGP, Struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 5: MGP, quota rinnovabili Altre tradizionali 12,9% (13,5%) Pompaggio 1,% (1,4%) Geotermica 2,7% (2,4%) Carbone 9,5% (9,4%) Idraulica 2,% (24,4%) Gas 3,9% (26,3%) Fonti rinnovabili 45,7% (49,5%) Eolica 7,5% (7,4%) Solare e altre 15,6% (15,3%) Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente MARKET COUPLING 3 Ad aprile il market coupling ha allocato, mediamente ogni ora, sulla frontiera settentrionale una capacità di MWh, di cui MWh sul confine francese (7,2% del totale), 479 MWh su quello sloveno e 211 MWh su quello austriaco. Il flusso di energia è stato in import per circa il 9% delle ore del mese con il limite di transito saturo nel 99,7% delle ore sulla frontiera ItaliaAustria, nel 76,2% sulla frontiera ItaliaSlovenia e nel 66,% sulla frontiera ItaliaFrancia (Tabella 6). La capacità disponibile in import (NTC) è aumentata su tutte le frontiere rispetto ad un anno fa (+33,5% Francia; +23,6% Slovenia; +32,8% Austria). Sulla frontiera francese ed austriaca attraverso il market coupling è stato allocato rispettivamente il 69% ed l 87% della capacità disponibile, lasciando all asta esplicita rispettivamente il 13,2% ed l 8,4% (Grafico 6 e 7). Sulla frontiera slovena, invece, la NTC è stata allocata per il 92,3% tramite market coupling (67,1% nel 214) e solo per l 1,1% tramite asta esplicita (Grafico 8). NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 82 PAGINA 5

6 mercato elettrico italia Tabella 6: Esiti del Market Coupling Frontiera Import Limite* Flusso* Frequenza MWh MWh % ore Grafico 6: Capacità allocata in import tra Italia e Francia Italia Francia ( ) ( ) 89,7% ( ) 66,% ( ) ( ) 485 ( ) 4,6% ( ),4% ( ) Italia Austria 226 ( ) 226 ( ) 92,8% ( ) 99,7% ( ) 141 ( ) 134 ( ),6% ( ),4% ( ) Italia Slovenia 554 (445) 517 (324) 92,6% (87,1%) 76,2% (51,5%) 675 (644) 49 (19),7% (8,5%) ( ) Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente *Valori medi orari Export Saturazioni Limite* Flusso* Frequenza Saturazioni % ore MWh MWh % ore % ore REPORT APRILE NTC Asta esplicita Market Coupling (b) Flusso (a+b) 3. TWh,,5 1, 1,5 2, 2. Apr ,4% 13,2% 17,4% MWh 1. Apr ,6% 7,4% 1. Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Austria 4 NTC Asta esplicita Market Coupling (b) Flusso (a+b) 3 TWh,,5,1,15,2 2 1 Apr ,4% 8,4% 4,3% MWh Apr ,4% 1,6% Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata Grafico 8: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia 8 NTC Asta esplicita Market Coupling (b) Flusso (a+b) 6 TWh,,5,1,15,2,25,3,35,4,45,5 4 2 Apr ,3% 1,1% 6,6% MWh 2 Apr ,1% 32,9% 4 6 Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 6 6

7 mercato elettrico italia MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) I prezzi di acquisto nelle cinque sessioni del Mercato Infragiornaliero (MI) si sono attestati tutti ai minimi degli ultimi otto mesi oscillando tra 45,84 /MWh di MI4, minimo storico, e 53,72 /MWh di MI5. Va tuttavia considerato che solo i prezzi di MI1 ed MI2, al pari di MGP, si riferiscono a tutte le 24 ore della giornata, mentre i prezzi di MI3, MI4 ed MI5 solo ad un numero limitato (rispettivamente le ultime 16, 12 e 8 ore). Rispetto all anno precedente, MI1 e MI2, le uniche sessioni che consentono un confronto su base annua dopo le modifiche introdotte nel mercato infragiornaliero nel febbraio 215, hanno mostrato prezzi in rialzo (rispettivamente +2,1 e +4,4%). Il confronto con il prezzo di acquisto su MGP (PUN) nelle stesse ore evidenzia prezzi allineati o più bassi in tutte le sessioni (Tabella 7 e Grafico 9). I volumi di energia scambiati nelle cinque sessioni del Mercato Infragiornaliero, pari a 2, milioni di MWh, sono aumentati dell 11,% rispetto ad aprile 214, trainati dal più liquido MI1, con 1, milioni di MWh (+15,9%) (Tabella 7 e Grafico 9). REPORT APRILE 215 Tabella 7: MI, dati di sintesi MGP (124 h) MI1 (124 h) MI2 (124 h) MI3 (924 h) MI4 (1324 h) MI5 (1724 h) Prezzo medio d'acquisto /MWh 215 variazione Totali Medi orari variazione 47,84 +4,6% ,3% 46,55 (2,7%) 46,85 (2,1%) 49,19 (1,1%) 45,84 (6,2%) 53,72 (+,3%) Volumi MWh +2,1% ,9% +4,4% ,1% NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore) Prezzi. /MWh 53,72 45,76 47,84 49,19 45,58 46,55 44,88 46,85 45,84 MGP MI1 MI2 MI3 MI4 MI5 Grafico 9: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria /MWh MI1 MI2 MI3 MI4 MI Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr ,72 49,19 46,85 46,55 45,84 MWh MI1 MI2 MI3 MI4 MI5 MWh MI1 MI2 MI3 MI4 MI Apr Mag Giu Giu Lug LugAgo AgoSet Set Ott OttNov NovDic DicGen GenFeb FebMar Mar Apr Apr NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 7 7

8 mercato 1.4elettrico italia MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO exante (MSD exante) Gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di dispacciamento 2 exante, si attestano 4a 897 mila MWh, in calo del 5,2% su base 6 annua. In crescita, invece, le vendite di Terna sul mercato a MWh Grafico 1: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic scendere, pari a 584 mila MWh (+7,4%), ai massimi da luglio 213 (Grafico 1). gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic REPORT APRILE 215 MERCATO A TERMINE DELL ENERGIA (MTE) Il Mercato a Termine dell energia (MTE) registra 6 negoziazioni in cui sono stati scambiati 15 contratti baseload e 15 peakload per complessivi 15 mila MWh. Le posizioni aperte a fine mese ammontano a 17,3 milioni di MWh, in calo del 12,8% rispetto al mese precedente. Tutti in calo i Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili ad aprile prezzi dei prodotti negoziati nel mese (Tabella 8 e Grafico 11). Il prodotto Maggio 215 chiude il suo periodo di trading con un prezzo di controllo pari a 45,8 /MWh sul baseload e 46,1 / MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente a e 15 MW, per complessivi 2,5 milioni di MWh. PRODOTTI BASELOAD Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Maggio ,8,3% Giugno ,9 2,1% Luglio 215 5,4 +,% Agosto 215 5,4 III Trimestre 215 5,4 +,% IV Trimestre 215 5,8 +,% I Trimestre ,37 +,% II Trimestre ,58 5,% Anno ,7 +,% Totale PRODOTTI PEAK LOAD Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Maggio ,1 5,3% Giugno ,34 2,7% Luglio ,84,6% Agosto ,61 III Trimestre ,76,6% IV Trimestre ,72,6% I Trimestre ,19 2,9% II Trimestre ,55 8,% Anno ,93 1,1% 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 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 8 8

9 mercato elettrico italia Grafico 11: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte Prezzi di controllo*. /MWh Prezzi di controllo*. /MWh Prodotti Baseload Prodotti Baseload 2 Maggio 215 Maggio 215 Giugno Giugno Luglio Luglio ,8 45,8 46,9 46,9 5,4 5, III Trimestre III Trimestre IV IV Trimestre I Trimestre I Trimestre ,4 5,8 52,37 8 II Trimestre II Trimestre ,58 42,58 4 Posizioni aperte. TWh REPORT APRILE 215 Anno Anno ,7 46, Marzo 215 Marzo 215 Aprile 215 Aprile 215 *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese Mensili Trimestrali Annuali PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE) Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni registrate, con consegna/ritiro dell energia ad aprile 215, pari a 27,8 milioni di MWh, segnano ancora un calo tendenziale (7,5%). Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a 25,3 milioni di MWh, diminuiscono del 5,2% rispetto allo scorso anno, mentre quelle derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a 2,4 milioni di MWh, si confermano in consistente flessione (26,3%) e su livelli molto bassi (Tabella 9). In decisa flessione anche la posizione netta in esito alle transazioni registrate sulla PCE, scesa a 13,9 milioni di MWh (13,2%), ai minimi da gennaio 211. Il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, sale a 2, confermandosi sugli alti livelli registrati da inizio anno (Grafico 12). I programmi registrati nei conti in immissione, pari a 6,4 milioni di MWh, segnano un incremento del 2,% su base annua; in flessione, invece, i relativi sbilanciamenti a programma pari a 7,5 milioni di MWh ( 23,%). In calo anche i programmi registrati nei conti in prelievo, pari a 11,1 milioni di MWh (12,%), ed il relativo sbilanciamento a programma pari a 2,8 milioni di MWh (17,6%). Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro ad aprile e programmi TRANSAZIONI REGISTRATE PROGRAMMI Immissione Prelievo MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Baseload ,2% 28,2% Richiesti ,4% 1,% ,% 1,% Off Peak ,7% 2,2% di cui con indicazione di prezzo ,9% 28,2% 2 1%,% Peak ,5% 2,% Rifiutati ,9% 15,% 1,% Weekend di cui con indicazione di prezzo ,3% 14,8% Totale Standard ,2% 32,4% Totale Non standard ,9% 58,8% Registrati ,% 85,% ,% 1,% PCE bilaterali ,2% 91,2% di cui con indicazione di prezzo ,% 13,4% 2, 1%,% MTE ,3% 8,8% Sbilanciamenti a programma ,% ,6% TOTALE PCE ,5% 1,% Saldo programmi ,8% POSIZIONE NETTA ,2% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 9 9

10 mercato elettrico italia Grafico 12: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria MWh Registrazioni Turnover , ,87 1,83 1,83 1, ,81 1,8 1, ,83 2,3 2, 1,98 2, 2,7 2,3 1,99 1,95 1,91 1,87 1,83 1,79 REPORT APRILE 215 Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr ,75 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 1 1

11 mercato gas italia Gli andamenti del mercato italiano del gas A cura del GME Ad aprile prosegue la fase di crescita dei consumi di gas naturale in Italia che registrano il quarto aumento su base annua del 215 sospinti ancora dal settore civile (+13,6%) e dal settore termoelettrico (+4,7%). Sul lato offerta, crescono le importazioni di gas naturale (+8,5%), mentre cala ancora la produzione nazionale ai minimi storici. Aumentano le iniezioni nei sistemi di stoccaggio (+6,7%), ma le giacenze a fine mese si sono sensibilmente ridotte rispetto ad un anno fa (44,4%). Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME si sono scambiati 3,4 milioni di MWh, tutti nei due comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PBGAS), con prezzi allineati (comparto G+1) o inferiori (comparto G1) alle quotazioni al PSV. REPORT APRILE 215 IL CONTESTO Ad aprile i consumi di gas naturale in Italia, con un aumento dell 8,3% sullo stesso mese del 214, salgono a 4.49 milioni di mc trainati ancora dai consumi del settore civile che, al quarto incremento tendenziale consecutivo, si attestano milioni di mc (+13,6%). Ancora in crescita anche i consumi del settore termoelettrico, pari a milioni di mc (+4,7%) che si giovano del calo della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Tornano a crescere anche i consumi del settore industriale, pari a 1.23 milioni di mc, sebbene solo con un timido +,2%, che tuttavia interrompe un semestre di flessioni. Permangono in aumento le esportazioni, pari a 139 milioni di mc (+41,2%). Dal lato offerta, la produzione nazionale registra l ennesima contrazione portandosi a 543 milioni di mc (4,7%), mentre continuano a crescere le importazioni di gas naturale, salite a 5.11 milioni di mc (+8,5%). Tra i punti di entrata, si conferma in sensibile flessione il gas algerino a Mazara (675 mln mc, 15,6%), in lieve calo, invece, quello russo a Tarvisio (2.576 mln mc, 2,6%); viceversa, in netto incremento i flussi dal Nord Europa a Passo Gries (596 mln mc, +3,4%) e quelli dalla Libia a Gela (691 mln mc, +74%). In crescita anche le importazioni nei tre terminal Gnl, tra cui si segnala Panigaglia che torna attivo dopo diversi mesi e segna il massimo da oltre due anni (18 mln mc). Nei sistemi di stoccaggio sono stati iniettati milioni di mc (+6,7%); esigue, invece, le erogazioni, pari a 47 milioni di mc, nulle un anno fa. Figura 1: Bilancio gas trasportato Fonte: dati SRG Ml di mc TWh var. tend. Importazioni , +8,5% Import per punti di entrata Mazara 675 7,1 15,6% Tarvisio ,3 2,6% Passo Gries 596 6,3 +3,4% Gela 691 7,3 +74,% Gorizia Panigaglia (GNL) 18,2 +159,3% Cavarzere (GNL) 518 5,5 +28,7% Livorno (GNL) 27,3 Erogazioni da da stoccaggi,8%,8% Produzione Nazionale 9,5% 9,5% TOTALE IMMESSO Importazioni 65,1% Produzione Nazionale 543 5,7 4,7% Erogazioni da stoccaggi 47,5 TOTALE IMMESSO ,2 +7,9% Riconsegne rete Snam Rete Gas ,2 +7,5% Industriale ,8 +,2% Termoelettrico ,3 +4,7% Reti di distribuzione ,1 +13,6% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 139 1,5 +41,2% TOTALE CONSUMATO ,7 +8,3% Iniezioni negli stoccaggi ,7% TOTALE PRELEVATO ,2 +7,9% * comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 2,4% Iniezioni negli stoccaggi 22,5% Iniezioni negli stoccaggi 22,5% TOTALE PRELEVATO Riconsegne rete Snam 75,% 75,% Reti Reti di di distribuzione 35,% Termoelettrico 22,% Industriale 18,% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 11 11

12 mercato gas italia Nell ultimo giorno del mese di aprile la giacenza di gas naturale negli stoccaggi ammontava a milioni di mc, inferiore del 44,4% rispetto allo stesso giorno del 214. Il rapporto giacenza/spazio conferito si attesta al 2,%, più che dimezzato rispetto all anno precedente (41,8%). Figura 2: Stoccaggio Stoccaggio Ml di mc variazione tendenziale Giacenza (al 3/4/215) ,4% Erogazione (flusso out) 47 Iniezione (flusso in) ,7% Flusso netto ,8% Spazio conferito ,2% Giacenza/Spazio conferito 2,% 21,8 p.p. ML di mc Giacenze fine mese Iniezioni Erogazione Spazio conferito apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr A. T. 213/14 A.T. 214/15 12, 1, 8, 6, 4, 2,, 2, 4, La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale (PSV), con una flessione di,9 /MWh (3,7%) su marzo ed un rialzo di,64 /MWh (+2,8%) su aprile 214, si porta a 23,14 /MWh. Stoccaggi Fonte: dati SRG, StogitEdison ML ML di mc di mc Erogazione Erogazione Iniezione Iniezione apr apr mag mag giu giu lug lug ago ago set set ott ott nov nov dic dic gen gen feb febmarmar apr apr A. T. A. 213/14 T. 213/14 A.T. A.T. 214/15 214/15 Flusso Flusso netto netto ML 3. ML di mc di mc apr aprmag mag giu giu lug lug ago ago set set ott ott nov nov dic dic gen genfebfebmarmar apr apr A. T. A. 213/14 T. 213/14 A.T. A.T. 214/15 214/15 REPORT APRILE 215 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 12 12

13 mercato gas italia I MERCATI GESTITI DAL GME Ad aprile nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono stati scambiati 3,4 milioni di MWh, pari al 7,2% della domanda Figura 3: Mercati del gas naturale* MGAS Media Prezzi. /MWh Min complessiva di gas naturale (8,8% ad aprile 214), tutti nei due comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PBGAS). Max Fonte: dati GME, ThomsonReuters Volumi. MWh Totale MPGAS MGP MI MTGAS REPORT APRILE 215 PBGAS Comparto G1 22,34 2,92 23, Comparto G+1 23,39 (22,73) 22,68 24, ( ) PGAS Royalties Import Ex d.lgs 13/1 Tra parentesi i valori nello stesso mese dell'anno precedente /MWh MI PBGAS G+1 PBGAS G1 PSV Pfor apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr A. T. 213/14 A.T. 214/15 Prezzi. /MWh PBGAS G+1 23,39 PBGAS G1 22,34 PSV 23,14 Pfor 21, * MGP e MI sono mercati a contrattazione continua, le Royalties e la PBGAS mercati ad asta, il PSV è una quotazione ed il P for un indice NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 13 13

14 BoM2139 BoM ,574 BoM ,46 mercato gas italia M ,63 M ,891 M ,382 M ,8 Tabella 1: Mercato a termine del gas naturale, prezzi e volumi Fonte: dati GME Q ,777 Q2141 Mercato 28,42 OTC Totale Posizioni aperte Q2142 Prezzo Prezzo Prezzo di controllo* 26,972 Negoziazioni Volumi Registrazioni Volumi Volumi minimo massimo Prodotti Q2143 /MWh /MWh /MWh variazioni % 26,328 N. MWh/g N. MWh/g MWh/g variazioni % MWh/g MWh BoM ,22 Q2144 BoM ,968 27,84 M ,2,% WS213/214 28,86 M ,47,% M2157 WS214/215 24,18,% 28,775 M ,97 Q2153 SS214 26,25,% 26,648 Q ,852,% Q2161 TY213/214 26,25,% 27,365 Q ,525,% SS216 TY214/215 25,753,% 27,56 WS215/216 26,553,% CY216 CY214 25,,% 27,372 TY215/216 26,153,% Totale Totale *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese REPORT APRILE 215 Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PBGas) sono stati scambiati 3,3 milioni di MWh ancora in flessione del 13,6% rispetto ad un anno fa. In modesto incremento tendenziale, invece, il prezzo medio pari a 23,39 /MWh (+2,9%), che supera di soli,25 /MWh le quotazioni registrate ad aprile al PSV. Nei 15 giorni, sui 3 di aprile, in cui il sistema è risultato lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>], sono stati scambiati 1,4 milioni di MWh, di cui il 78,%, pari a 1,1 milioni di MWh venduti dal Responsabile del Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 23,16 / MWh (+2,6% su base annua). Nella restante metà del mese con il sistema corto (SCS<), sono stati scambiati 1,9 milioni di MWh, di cui l 82,2% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 23,62 /MWh (+2,5%). Complessivamente l 8,8% dei volumi scambiati (2,7 milioni di MWh) è stato determinato dall azione di RdB ed il restante 19,2% da scambi tra operatori, pari a 63 mila MWh. Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento Comparto G + 1, prezzi e volumi Fonte: dati GME Totale Sbilanciamento complessivo del sistema (SCS) positivo negativo n.giorni 15/3 n.giorni 15/3 /MWh 27, 24, 21, Volumi Prezzi MWh Prezzo. /MWh 23,39 (+2,9%) 23,16 23,62 18, 4. Acquisti. MWh (13,6%) RdB (+161,6%) Operatori (46,8%) Vendite. MWh (13,6%) RdB (5,2%) Operatori (+33,7%) Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente Partecipazione al mercato Totale lato acquisto lato vendita Operatori attivi. N , /MWh 27, 24, 21, 18, 15, 27, /MWh 26, 12, Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr A. T. 213/14 A. T. 214/15 27, N. 26, 2/3 23/31 19/3 15/31 11/31 6/3 9/31 18/3 15/31 9/31 14/28 17/31 15/3 N. 26, 1/3 8/31 11/3 16/31 2/31 24/3 22/31 12/3 16/31 22/31 14/28 14/31 15/3 SCS positivo SCS negativo Prezzo Prezzo /MWh MWh MWh 2. MWh MWh NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 14 14

15 mercato gas italia Nel Comparto G1 della PBGas, ad aprile sono stati scambiati solo 62 mila MWh di gas naturale ad un prezzo medio di 22,34 /MWh. Nelle due sessioni con scambi di gas naturale, il Responsabile del Bilanciamento ha presentato un offerta in vendita soddisfatta da acquisti di operatori delle zone Import, Tabella 2: Piattaforma di Bilanciamento Comparto G1 Import Edison Stoccaggio Edison Stoccaggio (95,2% del totale) e, in misura più esigua, Stogit. Quest ultima zona è stata anche l unica a registrare un prezzo medio superiore a quello del PSV (23,76 /MWh, +,62 /MWh), che invece è stato decisamente inferiore nelle altre due zone (2,92 /MWh, 2,22 /MWh). Zone LNG Stogit G+1 G+N Totale Fonte: dati GME REPORT APRILE 215 Prezzo. /MWh 2,92 2,92 23,76 22,34* Volumi. MWh Operatori. N * Media aritmetica dei prezzi massimi zonali giornalieri NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA 15 15

16 mercati energetici europa Tendenze di prezzo sui mercati energetici europei A cura del GME Nel mese di aprile, i principali mercati petroliferi spot raggiungono i livelli massimi dall inizio dell anno, a seguito di consistenti rialzi congiunturali che riscattano i ribassi del mese di marzo e confermano la recente inversione del trend ribassista in atto dall estate del 214. Anche dagli hub del gas e dalle borse elettriche si scorgono segnali di ripresa, apprezzabili soprattutto nel confronto tendenziale. REPORT APRILE 215 Ad aprile, il prezzo spot del Brent sale a quota 59 $/bbl, valore massimo del 215, segnando un distinto aumento mensile e sorprendendo al rialzo le aspettative espresse il mese scorso dagli operatori (53 $/bbl). Resta consistente la variazione tendenziale (45%), fenomeno questo che ricorre ormai da oltre sette mesi. Gli altri due riferimenti per il greggio replicano esattamente le stesse dinamiche, con la quotazione iraniana che praticamente si allinea al Brent e il WTI in ascesa più ripida (Iranian 58 $/bbl, +9%; WTI 54 $/bbl, +13% ). I prodotti derivati mostrano sviluppi mensili analoghi alla commodity di riferimento, ma con l olio combustibile che aggiorna il massimo del 215 (314 $/MT, +8%). In rialzo anche i mercati forward, con riferimento specificamente alle quotazioni di prossima e più lontana consegna, che prospettano in generale aumenti più o meno consistenti rispetto ai valori correnti. Al contrario, il prezzo spot del carbone europeo segna un ulteriore ribasso mensile, in ragione del quale si attesta a 59 $/MT e si mantiene allineato al riferimento sudafricano, in calo analogo (Richards Bay 59 $/MT, 2%). Stesso andamento sui mercati orientali che, sempre più forti in termini di livello dei prezzi, sono comunque soggetti dalla medesima discesa pluriennale (73 $/MT, 1%). Coerenti con l andamento dello spot, i prezzi dei prodotti a termine si abbassano rispetto allo scorso mese e si mantengono al di sotto delle quotazioni correnti (57/58 $/MT). Stabile su base mensile, il cambio euro/dollaro perde ben,3 $/ rispetto allo scorso anno (1,8 $/, 22%) e mostra flebili segnali di ripresa solo nel lungo periodo (quotazione 216 1,9 $/ ). Newsletter Aprile 15 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 Apr 15 2 FUEL ultima quot. future M1 Mag 15 Giu 15 Lug PETROLIO $/bbl 59,1 crude + 5 % oil 45 % 53,44 57,37 + % 61, % 62,25 66, % Brent FOB /bbl 54,73 brent + 5 crude % future 3 % 53,3 56,8 57,49 61,27 OLIO COMB. $/MT 313,55 fuel + oil 8 % 5 % 298,45 321, % 322, % 324,94 352, %.1 FOB Barge /MT 29,4 FO + 1.% 8 % NWE 36 % 297,2 298,34 3,11 323,73 GASOLIO $/MT 546,28 gasoil + 4 % 4 % 524,75 557, % 559, % 561,7 + 1 %.1 FOB ARA /MT 55,94 gasoil + 5 future % 23 % 515,71 516,64 518,79 CARBONE $/MT 59,41 coal 2 % 22 % 58,8 58,66 1 % 57,95 % 57,8 56,87 3 % ARA Stm 6K C /MT 55,3 API2 2 CIF % 1 % 54,22 53,54 53,38 52,21 CAMBIO $/ USD/EUR 1,8 FX % 22 % 1,8 % 1,8 % 1,8 1,9 % 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: ThomsonReuters $/bbl $/ 13 1,9 12 1,8 11 1,7 1 1,6 1,5 9 1,4 8 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 82 PAGINA 25 PAGINA ,3

17 Newsletter Marzo 14 Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1) PETROLIO $/bbl 18,38 crude Var 1 % oil M1 Var 1 M12 ultima 18,73 quot. 18,51 % 17,53 1 % 17,28 Var 11,92 M1 % IO COMB. Tabella FUEL$/MT 1: Greggio UdMe 64,78 combustibili, Apr 15fuel + quotazioni oil 3 % Brent FOB /bbl 78,38 brent 3 crude FUEL+ 3 future 7 mensili % future spot 623,93 e M1 a termine. Mag Media ,95 aritmetica. 78, Giu % 15 67,12 Lug 77, % 77,6 65, ,71 577,8 % FOB OLIO Barge COMB. /MT $/MT Quotazioni 463,4 64,78 a pronti FO fuel + 1.% + 1 oil 3 % NWE + 3 % 623,93 612,95 443, % 67,12 Quotazioni 439,15a + termine % 65,6 437,67 577,8 417,32 % Tabella PETROLIO 1: Greggio Newsletter $/bbl e combustibili, 59,1 Aprile quotazioni crude % oil Tendenze mensili 45 spot 53,44 di e prezzo a termine. 57,37 e Media Prospettive aritmetica. + % 61,47 sui Mercati + 6 % Energetici 62,25 (pag 66,74 1) + 2 % SOLIO.1 FOB Barge $/MT /MT 9,5 463,4 gasoil FO + 21.% 1 % NWE 13 % 933, 443,36 917,93 2 % 439,15 916,94 2 % 437,67915,18 417,32 Brent FOB /bbl 54,73 brent + 5 crude % future 3 53,3 56,8 57,49 61,27 mercati FUEL UdM energetici Apr 15 Var europa M12 FUEL ultima quot. GASOLIO COMB. $/MT $/MT 9,5 313,55 fuel 2 + oil 8 % 15 future 298,45 933, M1 Mag ,32 917,93 + Giu 15 8 % 2 % 322,89916,94 + Lug 15 8 % 2324,94 % 915, FOB ARA /MT Quotazioni 65,91 a pronti gasoil 4 % future 8 % 663,95 Quotazioni 663,25 a termine 661,99 352, % Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica. RBONE.1 FOB.1 ARA FOB Barge $/MT /MT /MT 75,45 65,91 29,4 coal gasoil FO 24 + % 1.% future 8 % NWE % 75, 297,2 663,95 76,9 1298,34 % 663,25 75,36 3,11 2 % 661,99 75,51 323,73 81,1 1 % GASOLIO PETROLIO FUEL UdM $/MT $/bbl Quotazioni Mar 546,28 59,1 14 Var a pronti gasoil crude + M1 45 % oil Var 4 45 M12 FUEL ultima 524,75 53,44 quot. 557,91 57, % 61,47 559,14 Quotazioni % 62,25 561,7 a termine 66, % 1 % A CARBONE Stm 6K C /MT $/MT 54,57 75,45 API2 coal 4 CIF 2 % % future 75, M1 Apr 14 76,9 55,4 Mag 14 1 % 75,3654,51 Giu 14 2 % 75, ,62 81,1 58,64 1 %.1 Brent FOB FOB ARA /MT /bbl 55,94 54,73 gasoil brent + 5 future crude % future ,71 53,3 56,8 516,64 57,49 518,79 61,27 MBIO ARA $/ Stm 6K C /MT 54,57 API2 4 CIF 16 55,4 54,51 54,62 58,64 CARBONE OLIO USD/EUR 2 FUEL COMB. $/MT1,38 59,41 UdM 313,55 FX+ coal Apr 15 fuel 1 % + 2 oil 8 % + ultima quot. FUEL % 298,45 58,8 321,32 58,66 1,38 Mag % + 322,89 157,95 % Giu ,38 % 324,94 57,8 + 1 % Lug 15 1,38 352,66 56, % 3 % 1, % CAMBIO PETROLIO $/ USD/EUR $/bbl 1,38 18,38 FX crude + 1 % oil + 17 % 18,73 future M1 18,51 1,38 + % 1 % 17,53 1,38 1 % + 1 % 17,28 1,38 11,92 1,38 % + 1 % USD ARA.1 Stm FOB 6K Barge C /MT /MT 55,3 29,4 API2 FO + 21.% CIF 8 % NWE 36 1 % 297,2 54,22 298,34 53,54 3,11 53,38 323,73 52,21 Brent FOB /bbl 1,78,38 FX brent USD % 3 crude % future 7 % 78,491, 77,78 1, 77,6 1, 73,71 1, FX USD CAMBIO GASOLIO $/ USD/EUR $/MT 1,546,28 1,8 FX FX gasoil USD + 4 % 22 4 % 524,75 557,91 1,81, + 7 % 559,14 1,8 1, + 7 % 561,7 1,8 1, 1,9 + 1 % 1, % OLIO FX PETROLIO COMB. USD $/MT$/bbl 64,78 1, 59,1 fuel FX + crude oil USD 3 + % 5 % oil % % 623,93 53,44 612,95 1, 57, % 1, 67,12 61, % 1, 65,6 62,25 1, 66,74 577,8 + 2 %.1 FOB ARA /MT 55,94 gasoil + 5 future % 23 % 515,71 516,64 518,79 afico Grafico.1 Brent 1: FOB Greggio /bbl e tasso 54,73 di cambio, brent + 5 crude % andamento future 3 % mensile dei prezzi 53,3 spot e a termine. 56,8 Media 57,49 61,27 Grafico 1: FOB Greggio Barge CARBONE 1: Greggio e /MT tasso COMB. e $/MT tasso di 463,4 $/MT di cambio, FO + 1.% 59,41 313,55 cambio, coal andamento 1 % NWE 3 % fuel andamento 2 % 22 % + oil 8 % 5 % mensile mensile 58,8 298,45 dei dei prezzi prezzi 443,36 58,66 321,32 spot spot e a 1 e % + termine. a termine. 439,15 57, ,89 Media Media aritmetica. % aritmetica. 437,67 417,32 57,8 56,87 3 % GASOLIO Grafico 1: Greggio $/MT e tasso 9,5 di cambio, gasoil 2 % andamento 1 % mensile 933, dei prezzi spot 917,93e a termine. 2 % Media 916,94 aritmetica % 324,94 915,18 352, % $/MT ARA Stm 6K C /MT 55,3 API2 2 CIF % 1 % 54,22 53,54 53,38 52,21.1 FOB Barge /MT 29,4 FO + 1.% 8 % NWE 36 % 297,2 298,34 3,11 323,73 bbl.1 FOB ARA /MT 65,91 gasoil 4 % future 8 % 663,95 663,25 661,99 $/bbl $/bbl $/bbl CAMBIO $/ USD/EUR 1,8 FX % 22 % 1,8 % 1,8 % 1,8 1,9 % GASOLIO $/MT 546,28 gasoil + 4 % 4 % 524,75 557, , ,7 $/ + 1 $/ $/ CARBONE $/MT 75, FX USD 1, coal 2 % 11 % FX USD 75, 76,9 1 % 75,36 2 % 75,51 81,1 1 % 1, 1, 1, 1, 1,9.1 FOB ARA /MT 55,94 gasoil + 5 future % 23 % 515,71 516,64 518,79 1,9 1,9 ARA Stm 6K C /MT 54,57 API2 4 CIF % 16 % 55,4 54,51 54,62 58,64 12 CARBONE $/MT 59,41 coal 2 % 22 % 58,8 58,66 57,95 57,8 56,87 1,8 3 % 12 CAMBIO $/ USD/EUR 1,38 FX+ 1 % + 7 % 1, % 1, % 1,38 1, % Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,8 11 ARA Stm 6K C /MT 55,3 API2 2 CIF % 1 % 54,22 53,54 53,38 52,211,7 1,8 FX USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1, 11 1 CAMBIO $/ USD/EUR 1,8 FX % 22 % 1,8 % 1,8 % 1,8 1,91,6 $/bbl % $/ 1,7 FX USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1,1,5 1,7 Grafico : Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,9 1 1,4 1, ,8 Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,3 1,6 $/bbl ,7 $/ 1,2 1,5 13 1,9 6 $/bbl 1,6 1 1,1$/ 1, ,5 1,9 1,4 9 1, 1, ,4,91,8 1, ,7 1,3 1,3 11 1, ,2 1,3 1 1,6 1, Fonte: 3 4 5ThomsonReuters , ,5 Grafico 9 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica , 215 1,5 1, , $/MT 8 4,9 $/bbl 1, , Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1, ,3 Grafico 12 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica 1,1 $/MT 12 afico 2: $/bbl 6 Prodotti 5 petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1, 1,2 Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica ,9 MT 21 $/MT $/bbl 4 $/bbl Grafico 6 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. Grafico 12 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT 4 $/bbl $/MT 1 $/bbl Grafico 1 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Grafico 1 2 3Grafico 4 3: 5 Coal, 6 7 3: 8 Coal, andamento 9 1 andamento mensile 2 3 mensile 4 5 dei 6dei 7 prezzi 8 prezzi 9 1 spot spot e 1 a 2 termine. termine Media 6 Media 7 8 aritmetica. 9 aritmetica Fonte: ThomsonReuters $/MT $/MT Grafico 14 afico 3: Coal, 3: Coal, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica 6 14 andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 13 Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. /MT $/MT4 $/MT Fonte: ThomsonReuters REPORT APRILE 215 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 17 17

18 mercati energetici europa I rialzi registrati sul greggio non trovano riscontro sulle quotazioni del gas, a comprova del progressivo decoupling dei due mercati. I principali hub europei, posti sui 22 /MWh, mostrano infatti prezzi in calo mensile e in aumento tendenziale, ad eccezione del TTF che segna un lieve incremento su marzo (1%, +8%), e confermano quasi fedelmente le attese Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Quotazioni a pronti ( /MWh) pronunciate lo scorso mese. Si abbassa maggiormente la quotazione italiana, riducendo sensibilmente lo spread dagli altri riferimenti (PSV 23 /MWh, 3%). Sostanzialmente stabili, i valori dei prezzi future non sembrano predire grandi cambiamenti delle condizioni vigenti (21/23 /MWh). Newsletter Aprile 15 Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2) Quotazioni a termine ( /MWh) REPORT APRILE 215 GAS Area Apr 15 2 ultima quot. future M1 Mag 15 Giu 15 Lug 15 GY 215/16 PSV IT 23,3 3 % + 3 % 23,3 23,5 TTF NL 22,3 + 1 % + 8 % 21,9 21, % 21,32 21,87 % CEGH AT 22,1 1 % + 2 % 22,65 22,8 % 22,5 % 21,92 NBP UK 22,7 1 % + 7 % 22,69 21, % 2,68 % 2,83 22,55 % /MWh Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Fonte: ThomsonReuters Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) In linea coi trend stagionali della domanda, che nel mese di Var Gestor M12 Area Apr 15 ultima quot. aprile raggiunge uno dei valori più bassi, Paese i prezzi e delle future principali M1 borse elettriche europee segnano ribassi congiunturali più o ITALIA 47,84 4 % + 5 % 45,95 meno consistenti (25/48 /MWh, 2/14%). Si apre lo spread FRANCIA 39,54 1 % + 17 % tra il PUN e il prezzo francese (rispettivamente 48 /MWh, 4 GERMANIA 29,72 5 % 6 % /MWh) SPAGNA e lo stesso sviluppo 45,34 si osserva + 5 % anche + 71 % nel confronto tra Epex France e la quotazione italiana di riferimento per il coupling (49 /MWh, 5%), sebbene tali prezzi risultino ad Mag 15 aprile più Giu 15 frequentemente Lug 15 allineati che a 216 marzo (33%, +3 p.p.). Il prezzo tedesco, quotazione target per il market coupling 45,89 1 % 47,77 2 % 5,4 46,7 1 % tra Italia e Austria, segna un ribasso mensile e tendenziale di pari entità e si pone a soli 4 /MWh al di sopra del prezzo scandinavo, al quale si allinea nel 25% delle ore del mese (nell ambito del MC North Western Europe). IT Borsa Ita 47,3 FR EEX 43,25 31, % 31,28 2 % 3,78 39,8 DE EEX 31,27 28,42 3 % 3,77 2 % 3,6 31,99 ES nome OMIP Borsa Ita 38,53 47, % 5,7 + 5 % 52,5 45,62 AREA SCANDINAVA 25,31 NO nome % Nasdaq EEX 1 % 25,7 23,36 5 % 22,56 7 % 2,43 27,62 AUSTRIA 3,38 nome 2 % Nasdaq 2 % SVIZZERA 38,26 nome 14 % + OMIP 16 % /MWh NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 18 18

19 PSV 25 IT 23,3 3 % + 3 % 23,3 23,5 TTF NL 22,3 + 1 % + 8 % 21,9 21, % 21,32 21,87 % mercati 2 energetici europa CEGH AT 22,1 1 % + 2 % 22,65 22,8 % 22,5 % 21,92 NBP UK 22,7 1 % + 7 % 22,69 21, % 2,68 % 2,83 22,55 % /MWh Figura 3 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Fonte: ThomsonReuters Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Quotazioni a pronti ( /MWh) Area Apr 15 Var Gestor M12 Paese e ultima quot. future M1 Mag 15 Figura 2 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica ITALIA 47,84 IT4 % + Borsa 5 % Ita 45,95 45,89 1 % 47,77 2 % 5,4 46,7 47,3 1 % FRANCIA Quotazioni 39,54 a pronti ( /MWh) FR 1 % + EEX 17 % 43,25 31, Quotazioni % 31,28 a termine 2 ( /MWh) % 3,78 39,8 15 GERMANIA 29,72 DE 5 % EEX 6 % 31,27 28,42 3 % 3,77 2 % 3,6 31,99 GAS SPAGNAArea Mar 45, ultima quot. + nome ES 5 % + Borsa OMIP 71 % future Ita M138,53 Apr 15 47,55 + Mag 8 % 15 5,7 Giu GY % 52,5 215/16 45, AREA SCANDINAVA 25,31 NO nome % Nasdaq EEX 1 % 25,7 23,36 5 % 22,56 7 % 2,43 27,62 PSVAUSTRIAIT 24,7 3,38 8 % nome 2 % 1 % Nasdaq 2 % 26,3 23,43 TTF SVIZZERANL 21,8 38,26 3 % nome 14 % 5 % + OMIP 16 % 23,5 21,56 2 % 21,31 21,89 2 % CEGH AT 22,38 6 % 5 % 24,2 22,34 22,17 22,8 Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Quotazioni a termine ( /MWh) Newsletter Marzo 15 Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2) NBP UK 22,26 4 % 4 % 24,32 22,21 1 % 21,33 1 % 2,7 22,64 1 % /MWh Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) 9 /MWh Var Area Apr 15 Paese Gestor M12 ultima quot. e Mag 15 future M1 Giu 15 Lug Giu 15 Lug REPORT APRILE ITALIA 47,84 IT4 % + Borsa 5 % Ita 45,95 45,89 1 % 47,77 2 % 5,4 46,7 47,3 1 % 6 3 FRANCIA 39,54 FR 1 % + EEX 17 % 43,25 31, % 31,28 2 % 3,78 39,8 GERMANIA 29,72 DE 5 % EEX 6 % 31,27 28,42 3 % 3,77 2 % 3,6 31, SPAGNA 45,34 + ES nome 5 % + OMIP Borsa 71 % Ita 38,53 47, % 5,7 + 5 % 52,5 45,62 4 AREA SCANDINAVA 25,31 NO nome % Nasdaq EEX 1 % 25,7 23,36 5 % 22,56 7 % 2,43 27,62 3 AUSTRIA 3,38 nome 2 % Nasdaq 2 % 2 SVIZZERA 38,26 nome 14 % + OMIP 16 % 2 1 /MWh TWh Volumi a pronti (TWh) 4 Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica 7 Quanto ai volumi di borsa, su tutti gli exchange si 35 scorgono dinamiche 6 Area tendenziali crescenti, Apr 15 2 Quotazioni a pronti ( /MWh) particolarmente propizie 3 su Epex 5 France, i cui scambi salgono a quota 8 TWh 25 (+69%), Area Mar 15 Var Paese Gestor M12 ultima quot. secondo valore ITALIA più elevato 15,7 dalla sua 7 % istituzione. + 1 % e future L incremento M1 2 4 francese FRANCIA ha un notevole 8,3 impatto + sulla 14 % variazione + 69 % 15 della taglia 3 ITALIA 49,99 8 % + 7 % 51, GERMANIA 22,8 3 % + 12 degli scambi dell intero gruppo Epex che, giunto a 38,3 1 Figura 3: AUSTRIA Borse europee,,7 volumi annuali 7 % e + 5 mensili % sui mercati spot TWh, segna un rialzo del 22% rispetto allo scorso anno e si conferma la Quotazioni borsa più a termine capiente. ( /MWh) Come di consueto a seguire c è Nord Pool (29 TWh, +4%) e le due borse mediterranee, che mantengono inalterata la loro Mag 15 Giu reciproca distanza (Italia 16 TWh, Spagna 13 TWh). FRANCIA 43,81 FR 13 % + EEX 23 % 45, , % 3,53 1 % 31,81 38,86 SPAGNA 12,8 7 % 7 2 GERMANIA 31,34 DE 15 % + EEX 1 % 32,57 5 3,67 2 % 29,28 4 % 31,54 32,26 AREA SCANDINAVA 28, % SPAGNA 43,13 + ES nome 1 % + OMIP Borsa 62 % Ita 4,5 37,35 % 43, % 48,2 45,33 1 AREA 3 SCANDINAVA , NO nome 13 9 % 11 1 Nasdaq EEX 5 % , , % , % , , SVIZZERA 2, AUSTRIA ,7 nome 14 % 213 Nasdaq % SVIZZERA 44,52 nome 12 % + OMIP 24 % TWh Volumi a pronti (TWh) 4 /MWh 35 9 Area Apr ITALIA 15,7 7 % + 1 % 2 6 FRANCIA 8, % + 69 % 15 5 GERMANIA 22,8 3 % + 12 % 1 SPAGNA 12,8 7 % + 7 % 4 5 AREA SCANDINAVA 28,8 13 % + 4 % 3 AUSTRIA,7 7 % + 5 % SVIZZERA 2, + 14 % + 11 % Volumi a pronti (TWh) Area Mar 15 2 TWh Apr 15 IT Borsa Ita 46, % 46, % 48,64 46,95 46,85 % ITALIA 16,8 + 8 % + 5 % 2 FRANCIA 7,3 4 % + 31 % 15 GERMANIA 23, % 1 % NEWSLETTER NEWSLETTER DEL 1 GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA Fonte: ThomsonReuters