11 Luglio 2012 Dr. Cosimo Campidoglio Responsabile Ricerca, Sviluppo e Monitoraggio del Mercato

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1 Relazione Annuale Luglio 212 Dr. Cosimo Campidoglio Responsabile Ricerca, Sviluppo e Monitoraggio del Mercato

2 2 Disclaimer All interno di questo documento: I dati relativi al 212 sono consolidati al 3 giugno Le variazioni tendenziali del 212 sono calcolate relativamente al periodo gennaio-giugno Il dato dei volumi relativo alle zone comprende le quantità dei poli di produzione annessi 2-2-

3 3 Il contesto Forte crisi economica TWh Domanda Power (asse sx) Domanda Gas (asse dx) Mld MC Stagnazione del PIL nel 211: +,4% 35 1 Intensificazione delle dinamiche recessive nel 212: -1,9%* , con domanda energetica in calo 31 77,4 8 Power stabile su bassi livelli, gas in calo (termoelettrici: -7%) Ulteriore contrazione per entrambi nel 212 (-3% nel 1 semestre)** $/bbl $/MT /MWh Brent ($/bbl) Carbone ARA ($/MT) Gas TTF ( /MWh) Tasso $/ (asse dx) $/ 16 1,6 e prezzo dei combustibili in crescita 12 1,5 Brent: +32% nel ,4 Greggio in moderata controtendenza nel 2 trimestre 212 (-3 $/bbl tra marzo e giugno) 4 1, ,2 3 * Fonte: FMI, World Economic Outlook; ** Fonte: Terna, Snam Rete Gas -3-

4 4 L overcapacity elettrica Boom della potenza rinnovabile Potenza installata: 2 GW (+112%) GW 45 Quota ore funzionamento CCGT* Quota vendite Termoelettrici (no Carbone) Potenza eolica + fotovoltaica (asse sx) % 75% Quota su potenza installata: 16% (+8 p.p.) 3 6% % con operatività dei CCGT in forte calo Vendite: -7% % Ore di funzionamento: -8% Aumento delle vendite degli impianti a carbone: +2% % Variazione Vendite garantite 21 Vendite garantite 211 p.p. 25% 25 2% 2 e competitività del mercato in crescita 15% 1% 15 1 Indicatori a livelli fisiologici (IOM: 23%, IOR: 13%) 5% 5 Calo concentrato nelle ore di maggior funzionamento delle rinnovabili... % e ancora più evidente a livello zonale (IOR Nord: 3%, IOR Sud: 9%) -5% -1% -5-1 Ore lavorative 4 *Nel calcolo delle ore di funzionamento dei CCGT sono stati esclusi gli impianti del GSE -4-

5 5 L andamento del Pun Prezzi in ripresa Forte spinta rialzista prodotta dal gas Tendenza confermata nel 212 ma crollo dello spark spread Rapida tendenza ad azzeramento con inversione del differenziale nel 212 /MWh 212 Var. tend. 211 Var. tend Pun 77,36 +15% 72,23 +13% 64,12 63,72 86,99 Domanda (MWh) % % CV 5,87 +3% 5,58 +8% 5,15 4,61 3,35 CO2 Ccgt 2,36-54% 4,9-9% 5,41 4,96 7,61 Itec CCGT (a) 8,61 +25% 69,87 +19% 58,87 48,31 7,96 Spark Spread (1) -3,25-215% 2,31-56% 5,24 15,41 16,3 Scenario lose-lose Aumento dei prezzi per i consumatori Delta Prezzo ITA-FRA Quota CV+ Delta Costo gas Prezzo Italia Prezzo Francia /MWh 9 Compressione dei margini per i produttori 77, ,23 Differenziale con l estero ancora alto ,89 48,57 Differenze strutturali nel parco produttivo Incorporamento del maggior costo gas e dei CV (1) Lo spark spread è stato calcolato ipotizzando un rendimento degli impianti a ciclo combinato pari al 53% e non considerando gli oneri ambientali. (a) I valori o le quotazioni del riferimento di costo del gas sono stati rivalutati ed adeguati ad un impianto a ciclo combinato con un rendimento del 53%. L ITEC ccgt è stato ulteriormente ridotto del 1% a partire da fine 21 per tenere conto della scontistica praticata sul mercato all ingrosso del gas. -5-

6 6 Evoluzione nella struttura del prezzo Picco/Fuori picco lavorativo IPEX Festivo/Fuori picco lavorativo IPEX Livellamento del profilo giornaliero 1,8 Picco/Fuori picco lavorativo EPEX Germania Festivo/Fuori picco lavorativo EPEX Germania Al picco, impatto della maggiore produzione fotovoltaica e competitività in forte crescita 1,6 Rapporto picco/fuori picco in calo sui valori europei 1,4 Convergenza festivo/fuori picco completata nel primo semestre del 212 1,2 1, con recupero dei margini nelle ore serali e intensificazione della tendenza nel 212 Domanda non ancora troppo bassa Inferiore contributo dell energia solare Margini sempre più concentrati nelle ore serali, /MWh Variazione Spark spread 211 Spark spread Inversione del rapporto picco/fuori picco nei fine settimana: ridotta capacità di interconnessione con l estero per sicurezza del sistema Mar Giu 211: 1,6 Mar Giu 212:, * I dati nel grafico fanno riferimento al periodo gennaio-giugno -6- Ora

7 7 Le dinamiche zonali Azzeramento del delta prezzo sulla penisola Delta continentale concentrato al picco: 5 /MWh Calo generale della volatilità Rapporto picco/fuori picco minimo al Sud: 1,22 /MWh 212 Var. tend Var. tend PUN 77,36 15% 72,23 13% 64,12 63,72 86,99 Nord 76,18 16% 7,18 13% 61,98 6,82 82,92 Centro Nord 76,21 15% 71,17 14% 62,47 62,26 84,99 Centro Sud 75,58 16% 7,86 13% 62,6 62,4 87,63 Sud 71,77 12% 69,4 17% 59, 59,49 87,39 Sicilia 92,52 3% 93,11 4% 89,71 88,9 119,63 Sardegna 84,93 15% 79,93 9% 73,51 82,1 91,84 Delta continente 4,44 17% 2,13-41% 3,6 2,91 5,7 Delta Sardegna - Pun 7,57 11% 7,7-18% 9,39 18,29 4,85 Delta Sicilia - Pun 15,16-32% 2,88-18% 25,59 24,37 32,64 con Sardegna in progressiva convergenza Ulteriore potenziamento del Sapei da agosto 211 Nel 211 delta di 4 /MWh nell 8% delle ore MWh 1.8 e Sicilia ancora isolata Prospettive di miglioramento: Unica zona in calo nominale al picco: -5% Nel 211 delta di 9 /MWh nel 7% delle ore Potenziamento del cavo entro fine 213 MWh 3. Offerte rifiutate PzSardegna-Pun = 16,7 /MWh (1% delle ore) PzSardegna-Pun = 48,8 /MWh (6% delle ore) PzSardegna-Pun = 4,3 /MWh (8% delle ore) PzSardegna-Pun = 1,3 /MWh (13% delle ore) PzSicilia-Pun = 85,1 /MWh (2% delle ore) PzSicilia-Pun = 9,5 /MWh (4% delle ore) PzSicilia-Pun = 9,2 /MWh (7% delle ore) PzSicilia-Pun = 37,7 /MWh (24% delle ore) TRANSITO INIBITO TRANSITO RIDOTTO TRANSITO PIENO TRANSITO INIBITO TRANSITO ATTIVO 7-7-

8 8 La crescita delle contrattazioni a termine Liquidità in forte aumento sul MTE Contrattazioni di mercato: 32 TWh (+25 TWh) In crescita il numero di operatori attivi e la profondità dei book di negoziazione TWh Registrato PCE Posizione netta PCE MTE MTE clearing Cambiare colore a registrato PCE TWh Maggior ricorso al clearing Nel 212 tendenze rafforzate e ingresso su Trayport e aumento delle negoziazioni bilaterali sulla PCE /MWh IV Quarter12 I Quarter13 II Quarter13 Cal13 Transazioni registrate: +25% 85 Churn ratio ancora in crescita 8 Segnali di prezzo ribassisti per il Calo dei prezzi attesi per fine anno e per il 213 (-1% negli ultimi tre mesi di contrattazione) Prezzo di controllo settimanale

9 9 Le novità del mercato elettrico a pronti MI: Piena operatività delle 4 sessioni e crescente utilizzo TWh MA MI1 MI2 MI3 MI ,9 2 Aumento dei volumi scambiati (+22%) 15 11,7 12, 14,6 12,5 Tendenza rafforzata nel 212 (+16%) 1 Prezzi lievemente inferiori ai valori corrispondenti del MGP (-1/-4%) MW Quota riservata MC Capacità allocata tramite MC Capacità allocata totale IT-SI PzNord=PzBSP 8 % ore 8% Market Coupling IT-SI: elevato gradimento e maggiore efficienza allocativa Significativo incremento della quota di coupling (da 35 MW a 4 MW) Prezzi IT-SL più spesso allineati % 6% 5% 4% 3% Flusso sempre coerente con il delta prezzo (in export nel 3% delle ore) 2 1 2% 1% 9 - Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu %

10 1 L operatività dei nuovi mercati gas Strumenti di flessibilità P-GAS M-GAS PB-GAS Gestione dell eccesso di offerta Formazione di prezzi non vincolati al petrolio Operatori iscritti 61 Operatori iscritti 33 Operatori iscritti 6 Volumi 2,91 TWh Volumi,16 TWh Volumi 1,71 TWh* Volumi ancora modesti Nel 211 scambi concentrati sul comparto aliquote della P-GAS TWh 8 7 Volumi totali Volumi SNAM QE PSV PB-gas TTF /MWh ma crescente liquidità garantita dalla PB-gas Volumi 212 già a 19 TWh 3 26 Da aprile quota di volumi no SNAM al 13% 2 24 Prezzo allineato al PSV e in trend ribassista 1 Gen Feb Mar Apr Mag Giu * Il dato si riferisce ad un solo mese di negoziazione della piattaforma, operativa da dicembre

11 11 I mercati ambientali Aumento delle negoziazioni Crescono gli scambi, sia di mercato che bilaterali (CV: +22,5%; TEE: +34%) MTEE: prezzi in aumento per scarsità di offerta Avvio delle contrattazioni sul MCOFER (luglio 212) Riforma incentivazione fonti rinnovabili D. Lgs. 3 marzo 211 n. 28: CV dal mercato al feed-in tariff CV Operatori iscritti MCV: 675 PBCV: 1.82 Volumi 211* 31,1 TWh TEE Operatori iscritti MTEE: 379 RegTEE: 512 Volumi 211* 21,9 TWh TWh CV (MCV+PBCV) TEE (MTEE+RegTEE) Quota MCV 8% Quota MTEE 42% Quota MCV 1% Quota MTEE 32% Quota MCV 13% Quota MTEE 31% *Il dato rappresenta la somma dei volumi scambiati sul mercato e sulle piattaforme bilaterali -11- I TEE sono stati riconvertiti in MWh utilizzando la formula di conversione prevista nella Delibera AEEG EEN 3/8

12 12 GRAZIE PER L ATTENZIONE Ulteriori domande o suggerimenti possono essere inviate ai seguenti riferimenti: 12 GME Gestore dei Mercati Energetici Largo G. Tartini 3/4, 198 Roma -12-

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