NEWSLETTER del. Criticità lato offerta Crisi Russia-Ucraina genera tensione perché coinvolge un grande paese produttore come la Russia

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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.76 novembre '14 approfondimenti L inattesa caduta dei prezzi del petrolio di Alberto Clô (RIE) Se una caduta dei prezzi del petrolio non poteva escludersi, come isolatamente sostenevano nel 212 Paul Stevens e Alphavalue 1, non poteva certo immaginarsi che potesse avvenire in concomitanza con un groviglio di tensioni geopolitiche (RussiaUcraina, IsraeleHamas, Iran, Irak, Libia, Siria, Sudan, Yemen) prima mai osservato, che aveva ridotto l offerta sino a 3,5 mil.bbl/g. Criticità lato offerta 214 Canada problemi tecnici con interruzione non programmata della produzione per alcuni progetti Crisi RussiaUcraina genera tensione perché coinvolge un grande paese produttore come la Russia Kazakistan blocco per problemi tecnici di Kashagan che probabilmente riprenderà a produrre nel 216 Colombia disordini politici con attacchi alle pipeline e scioperi Libia la crisi prosegue dalla Primavera Araba e la produzione fatica a ripartire Nigeria furti e sabotaggi continuano Iran trattative tra Occidente e Teheran sul dossier nucleare a novembre 213 ma situazione ancora lontana dalla risoluzione Iraq il deterioramento delle condizioni di sicurezza, aggravato dalla presenza dell Isis, può ostacolare il vasto potenziale del paese. Egitto continuano i disordini e le divisioni interne anche dopo la vittoria elettorale del generale AlSisi, decretata da una bassissima Crisi politiche Problemi Tecnici Sud Sudan nuovi focolai di tensione dicembre 213 Fonte: Rie Ricerche Industriali ed Energetiche continua a pagina 25 in questo numero REPORT/ OTTOBRE 214 Mercato elettrico Italia pag 2 Mercato gas Italia pag 1 Mercati energetici Europa pag 15 Mercati per l'ambiente pag 19 APPROFONDIMENTI L'inattesa caduta dei prezzi del petrolio di Alberto Clô (RIE) pagina 25 NOVITA' NORMATIVE pagina 28 APPUNTAMENTI pagina 31

2 mercato elettrico italia Gli esiti del mercato elettrico A cura del GME Il prezzo di acquisto dell energia nella borsa elettrica (PUN), dopo i sensibili rialzi congiunturali di settembre (+22,9%) ed ottobre (+7,4%), supera per la prima volta nell anno i 6 /MWh portandosi a 62,23 /MWh. Il confronto su base annua registra ancora una flessione del PUN (2,13 /MWh; 3,3%) ma è la più modesta da inizio anno. Sempre deboli ed in calo gli scambi di energia elettrica nel Mercato del Giorno Prima, con le vendite degli impianti di produzione ai minimi storici. Le vendite degli impianti a fonti rinnovabili però, anche senza il sostegno della fonte idraulica, segnano una crescita tendenziale dell 8,4% sostenute dalla fonte eolica (+29,5%) e solare (+16,9%). Ancora in calo congiunturale la liquidità del mercato attestatasi a 63,2%. Nel Mercato a Termine dell energia elettrica, i prezzi dei prodotti negoziati evidenziano un generale ribasso con il mensile baseload Novembre 214 che chiude a 58,5 /MWh (3,6%). MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP) Il prezzo medio di acquisto (PUN), con una nuova flessione suil prezzo medio di acquisto (PUN), con un rialzo su settembre di 4,26 /MWh (+7,4%), ma in flessione di 2,13 /MWh su base annua (3,3%), si porta al massimo dell anno a quota 62,23 / MWh. Anche nelle ore di picco e nelle ore fuori picco, i prezzi segnano il massimo annuale, pari rispettivamente a 71,89 e 56,55 /MWh con il rapporto picco/baseload che sale a 1,16 (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 62,23 64,37 2,13 3,3% 2.318,3% ,7% 63,2% 63,% Picco 71,89 72,88,99 1,4% ,4% ,4% 63,9% 63,2% Fuori picco 56,55 59,36 2,81 4,7% 17.86,2% 28.42,% 62,7% 62,8% Minimo orario 3,19 7, ,7% 48,9% Massimo orario 13,69 151, ,8% 73,7% Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN) /MWh Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx) /MWh ,49 59,27 62,97 63,98 61,3 54,89 56,24 66,86 65,1 64,72 64,37 62,23 57,97 61,73 69, ,34 46,73 45,76 46,66 47,2 46,42 47,17 5,22 11,63 8,24 9,21 17,24 15,27 2,44 17,84 6,75 2, gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic 24 NEWSLETTER DEL GME 214 NUMERO 76 PAGINA 2

3 mercato elettrico italia Ai massimi dell anno anche i prezzi medi di vendita di tutte le zone eccetto la Sicilia. Pressoché allineati attorno ai 6 /MWh i prezzi di Nord, Centro Nord, Centro Sud e Sardegna. Il Sud, con Grafico 2: MGP, prezzi di vendita /MWh Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna 56,24 /MWh, registra ancora il prezzo più basso, la Sicilia, con 95,6 /MWh, quello più alto (Grafico 2) ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott Ad ottobre, i volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia, in calo su base annua dello,7%, si attestano a 23, milioni di MWh. Gli scambi nella borsa elettrica, pari a 15,1 milioni di MWh, segnano un modesto,3%, mentre gli scambi over the counter registrati sulla PCE e nominati su giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr MGP, seppur ai massimi da febbraio, calano su base annua dell 1,3% portandosi a 8,8 milioni di MWh (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato, al sesto calo congiunturale consecutivo, si porta a 63,2% appena,2 punti percentuali sopra il minimo di ottobre 213 (Grafico 3). Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica MWh MWhVariazione Variazione Struttura Struttura MWh MWh Variazione Variazione Struttura Struttura Borsa Borsa ,3%,3% 63,2% 63,2% Borsa Borsa ,3%,3% 63,2% 63,2% Operatori Operatori ,% 2,% 33,8% 33,8% Acquirente Acquirente Unico Unico ,8% +7,8% 6,8% 6,8% GSE GSE ,3% 1,3% 14,4% 14,4% Altri operatori Altri operatori ,3% 9,3% 35,4% 35,4% Zone estere Zone estere ,7% +4,7% 15,1% 15,1% Pompaggi Pompaggi 1,% 1,% Saldo programmi Saldo programmi PCE PCE Zone estere Zone estere ,5% +116,5% 1,3% 1,3% Saldo programmi Saldo programmi PCE PCE ,1% +13,1% 19,8% 19,8% PCE (incluso PCE (incluso MTE) MTE) ,3% 1,3% 36,8% 36,8% PCE (incluso PCE (incluso MTE) MTE) ,3% 1,3% 36,8% 36,8% Zone estere Zone estere ,2% +7,2% 5,1% 5,1% Zone estere Zone estere 1,% 1,% Zone nazionali Zone nazionali ,6% 2,6% 31,7% 31,7% Zone nazionali Zone nazionali AU AU ,2% 11,2% 13,5% 13,5% Saldo programmi Saldo programmi PCE PCE Zone nazionali Zone nazionali altri operatori altri operatori ,9% +8,9% 43,1% 43,1% Saldo programmi Saldo programmi PCE PCE VOLUMI VOLUMI VENDUTI VENDUTI ,7%,7% 1,% 1,% VOLUMI VOLUMI ACQUISTATI ACQUISTATI ,7%,7% 1,% 1,% VOLUMI VOLUMI NON VENDUTI NON VENDUTI ,3% 12,3% VOLUMI VOLUMI NON ACQUISTATI NON ACQUISTATI ,1% 31,1% OFFERTA OFFERTA TOTALE TOTALE ,7% 5,7% DOMANDA DOMANDA TOTALE TOTALE ,% 5,% NEWSLETTER DEL GME 214 NUMERO 76 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% 68,8% 66,6% 67% 68,2% 65,6% 65% 65,8% 63,2% 63,3% 63,8% 63% 63,% 64,2% 63,6% 64,2% 61% 63,% gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic Gli acquisti nazionali, pari a 23,6 milioni di MWh, sono diminuiti dell 1,3%; a livello zonale, in calo il Centro Nord (19,%), il Centro Sud (13,6%) ed in misura più contenuta il Sud (1,4%); in crescita gli acquisti nelle altre zone, in evidenza la Sardegna (+18,9%). Più che raddoppiati gli acquisti sulle zone estere, pari a 33 mila MWh (+115,6% su base annua) (Tabella 4). Ancora in riduzione le vendite di energia elettrica delle unità di produzione nazionale (2,1%), scese a 19,1 milioni di MWh, minimo storico in media oraria. A livello zonale, in flessione il Nord (6,%) ed il Centro Sud (13,1%); in aumento le altre zone, in evidenza la Sardegna (+11,5%). Le importazioni, pari a 4,8 milioni di MWh (+5,4%), salgono ai massimi degli ultimi sette mesi (Tabella 4). Tabella 4: MGP, volumi zonali Offerte Vendite Acquisti MWh Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Nord ,1% ,% ,% Centro Nord ,3% ,9% ,% Centro Sud ,6% ,1% ,6% Sud ,8% ,4% ,4% Sicilia ,3% ,3% ,9% Sardegna ,8% ,5% ,9% Totale nazionale ,7% ,1% ,3% Estero ,3% ,4% ,6% Sistema Italia ,7% ,7% ,7% Le vendite da impianti a fonte rinnovabile, le più basse da inizio anno, segnano, però, ancora un incremento tendenziale (+9,9%), sostenute dalla fonte eolica (+29,5%) e solare (+16,9%). Si confermano in calo, invece, le vendite da impianti a fonte tradizionale (6,7%), ed in particolare quelle degli impianti a gas (11,6%) (Tabella 5). La quota delle fonti rinnovabili sale pertanto al 35,6% (32,1% ad ottobre 213), con l eolica al 5,5% (+1,3 punti percentuali) ed il solare all 11,7% (+1,9 p.p.). Ai massimi degli ultimi nove mesi, invece, la quota degli impianti a gas che però scende al 37,6% (41,7% un anno fa); pressoché invariate le quote delle altre fonti (Grafico 4). NEWSLETTER DEL GME 214 NUMERO 76 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 ,1% 816 2,6% ,8% ,9% ,5% ,6% ,7% Gas ,% ,8% ,7% ,5% ,1% ,2% ,6% Carbone ,8% ,7% ,3% 377,9% 2.984,2% Altre 999 2,2% ,8% 232 6,7% ,3% ,1% 7 66,4% ,% Fonti rinnovabili ,2% ,5% ,6% ,3% ,1% 26 +4,4% ,4% Idraulica ,4% ,9% 34 +3,6% ,1% ,1% 14 31,3% ,8% Geotermica ,6% 1,% ,4% Eolica 3 7,% ,4% ,1% ,4% ,7% ,6% ,5% Solare e altre ,8% 39 +7,8% ,7% ,1% 139 2,3% ,5% ,9% Pompaggio ,6% 1,% 31 5,1% 2,22 71,7% 1 94,7% ,9% Totale ,% ,9% ,1% ,4% ,3% ,5% ,1% Grafico 4: 4: MGP, MGP, Struttura struttura delle vendite delle Sistema vendite Italia Sistema Italia Grafico 5: MGP, quota rinnovabili Carbone 11,6% (11,4%) Altre tradizionali 14,1% (13,4%) Gas 37,6% (41,7%) Fonti rinnovabili 35,6% (32,1%) Pompaggio 1,% Geotermica (1,3%) 2,5% (2,3%) Idraulica 15,8% (15,8%) Eolica 5,5% (4,2%) Solare e altre 11,7% (9,8%) Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente MARKET Tra parentesi COUPLING i valori dello stesso ITALIA mese SLOVENIA dell'anno precedente Ad ottobre il market coupling ItaliaSlovenia ha allocato, mediamente ogni ora, una capacità di 593 MWh (494 MWh nello stesso mese del 213). Il flusso di energia è stato in import per il 97,6% delle ore (il 98,8% un anno fa) ed in export per il 2,3%. Il delta prezzo tra la zona Nord di IPEX e la borsa slovena BSP si attesta 3a 7,44 /MWh (era 11,42 /MWh un anno fa); in flessione anche la rendita generata, pari a 3,7 milioni di (5,5%) (Tabella 6). La capacità disponibile in import (NTC), in aumento del 3,6% rispetto ad ottobre 213, è stata allocata per l 82,9% tramite il meccanismo del market coupling (9,3% nel 213); il rimanente 17,1% non è stato utilizzato. Anche questo mese non ci sono state allocazioni attraverso asta esplicita (,6% 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 6,21 52,78 7,44 3, ,6% 61,6% ,3% (61,97) (5,56) (11,42) (3,92) (542) (499) (98,8%) (74,6%) (164) (45) (1,2%) ( ) Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente *Valori medi orari NEWSLETTER DEL GME 214 NUMERO 76 PAGINA 5

6 mercato elettrico italia Grafico 6: Delta prezzi: frequenza ore Ott 214 Ott 213 % 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% 61,6% 74,5% MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) 38,4% 25,5% Pz Nord> Pz BSP Pz Nord< Pz BSP Pz Nord= Pz BSP Per il secondo mese consecutivo, i prezzi di acquisto delle quattro sessioni del Mercato Infragiornaliero (MI) aggiornano i massimi annuali variando tra 61,28 /MWh di MI2 e 72,41 / MWh di MI4. Va sempre 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 più alti su MI1 e più bassi nelle altre sessioni (Tabella 7 e Grafico 8). Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia TWh Ott 214 Ott 213,,5,1,15,2,25,3,35,4,45,5,55 82,9% 9,3%,6% I volumi di energia scambiati nelle quattro sessioni del Mercato Infragiornaliero, assommano 1,9 milioni di MWh. In crescita tendenziale, anche questo mese, gli scambi su MI1, attestatisi a 1, milioni di MWh (+9,9%) e su MI2, con 564 mila MWh (+17,4%). In flessione, invece, i volumi scambiati sulle ultime due sessioni, pari a 148 mila MWh (15,2%) su MI3 ed a 155 mila MWh (8,4%) su MI4, quest ultimo ai minimi da gennaio 213 (Tabella 7 e Grafico 8). 9,1% 17,1% Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata Tabella 7: MI, dati di sintesi MGP (124 h) MI1 (124 h) MI2 (124 h) MI3 (1324 h) MI4 (1724 h) Prezzo medio d'acquisto /MWh variazione variazione 62,23 64,37 3,3% ,7% 62,92 62,78 (+1,1%) (2,5%) 61,28 61,66 (1,5%) (4,2%) 64,32 66,81 (3,6%) (3,7%) 72,41 72,55 (,1%) (4,4%),2% NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore). Volumi medi orari MWh +,2% ,9%,6% ,4% 3,7% ,2% 8,4% ,55 72, Prezzi. /MWh 64,37 62,23 66,81 64,32 72,55 62,78 62,92 72,41 Prezzi /MWh 61,66 61,28 66,81 64,37 62,23 62,78MGP 62,92 MI1 61,66 61,28 MI2 64,32 MI3 MI4 MGP MI1 MI2 MI3 MI4 Grafico 8: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria /MWh MI1 MI2 MI3 MI Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott ,41 64,32 62,92 61,28 MWh MWh MI1 MI2 MI1 MI3 MI2 MI4 MI3 MI Ott Nov OttDic NovGen DicFeb Gen Mar FebApr Mar MagApr GiuMag LugGiu AgoLug Set Ago Ott Set Ott NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA 6 6

7 1.4 mercato elettrico italia MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO exante (MSD exante) 2 2 Ad ottobre, gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi 4 di dispacciamento exante, al terzo rialzo congiunturale 6 consecutivo, si attestano 8 a 959 mila MWh, in crescita 1. Grafico 9: MSD, volumi 1.2 scambiati a salire e a scendere: media oraria MWh gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic tendenziale del 28,4%. Rimbalzo congiunturale per le vendite di Terna sul mercato a scendere, pari a 35 mila MWh, in aumento tendenziale del 42,3% (Grafico 9) gen gen feb feb mar mar apr apr mag mag giu giu lug lug ago ago set ott set nov ott dic nov dic A scendere 213 A salire 213 A scendere 214 A salire 214 MERCATO A TERMINE DELL ENERGIA (MTE) Il Mercato a Termine dell energia (MTE) registra 7 negoziazioni in cui sono stati scambiati 476 contratti e, per la prima volta dopo sei mesi, 25 contratti O.T.C. tutti per il prodotto I Trimestre 215 Peakload, per complessivi 3,2 milioni di MWh. Le posizioni aperte a fine mese ammontano a 28,4 milioni di MWh, in calo del 2,2% rispetto al mese precedente. In calo i prezzi dei prodotti negoziati nel mese (Tabella 8 e Grafico 1). Il prodotto Novembre 214 chiude il suo periodo di trading con un prezzo di controllo pari a 58,5 /MWh sul baseload e 69,25 / MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente a 4.1 e MW, per complessivi 3,2 milioni di MWh. Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a ottobre PRODOTTI BASELOAD Prezzo di controllo* PRODOTTI BASELOAD Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** Prezzo di controllo* /MWh variazione Negoziazioni N. Volumi mercato MW Volumi OTC MW Volumi TOTALI MW Posizioni aperte** MW MWh /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Novembre ,5 3,6% Ottobre ,8 +14,9% Dicembre ,96 +,% Novembre 214 6,7 +1,2% Gennaio Dicembre ,1 59,96 +5,% +,% Febbraio Gennaio ,5 59,6 I Trimestre IV Trimestre ,4 59,12 1,1% +3,7% II Trimestre I Trimestre ,6 59,6 +,% +5,% III Trimestre II Trimestre ,79 47,6 +,% IV Trimestre III Trimestre ,59 52,79 +,% +,% IV Trimestre ,59 Anno ,84,3% Anno , +,8% Totale Totale PRODOTTI PRODOTTI PEAK PEAK LOAD LOAD Prezzo Prezzo di controllo* di Negoziazioni Volumi mercato Volumi Volumi OTC OTCVolumi Volumi TOTALI TOTALI Posizioni Posizioni aperte** aperte** /MWh /MWh variazione N. MW MW MW MW MW MW MW MW MWh MWh Novembre Ottobre ,25 65,55 1,% +17,1% Dicembre Novembre ,77 69,94,3% +1,2% Gennaio Dicembre ,13 65,97 +4,7% +,% Gennaio 215 Febbraio ,4 66,25 IV Trimestre ,3 +5,7% I Trimestre ,29 1,4% I Trimestre ,26 +5,% II Trimestre ,1,3% II Trimestre ,26 +,% III Trimestre III Trimestre ,9 53,5 +1,6% +,% IV Trimestre IV Trimestre ,24 71,18 11,2% Anno 215 Anno ,35 6,42 3,4% +,8% Totale Totale TOTALE TOTALE * Riferito * Riferito all'ultima all'ultima sessione sessione di contrattazione di contrattazione del mese; le del variazioni mese; sono le variazioni calcolate rispetto sono calcolate all'analogo rispetto valore del all'analogo mese precedente valore del mese precedente ** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading ** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA 7 7

8 mercato elettrico italia Grafico 1: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte Prezzi di controllo*. Prezzi di controllo*. /MWh /MWh Prodotti Baseload Prodotti Baseload 32 Novembre 214 Novembre 214 Dicembre 214 Dicembre 214 Gennaio 215 Gennaio 215 I Trimestre 215I Trimestre 215 II Trimestre 215II Trimestre 47,6215 III Trimestre 215 III Trimestre 52, IV Trimestre 215 IV Trimestre ,5 59,96 62,1 58, , , ,4 58, ,6 52, ,59 56, Posizioni Posizioni aperte. TWh aperte. TWh 4 4 Anno 215 Anno 21553,84 53, Settembre 214 Settembre Ottobre Ottobre 214 Mensili Trimestrali Mensili Trimestrali Annuali Annuali *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE) Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni registrate, con consegna/ritiro dell energia ad ottobre 214, ammontano a 32,3 milioni di MWh, in crescita tendenziale del 2,4%. Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a 28,9 milioni di MWh, aumentano del 4,6%; in controtendenza solo il profilo baseload (4,5%). Si confermano in calo tendenziale, invece, le transazioni derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a 3,4 milioni di MWh (12,8%) (Tabella 9). In crescita la posizione netta in esito alle transazioni registrate sulla PCE che, inferiore solo al massimo storico registrato lo scorso luglio, è salita a 18,2 milioni di MWh, con un aumento su base annua del 5,5%. Il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, ai minimi da settembre 212, si attesta a 1,77, in flessione di,6 sia sul mese precedente che su base annua (Grafico 11). Ai massimi da febbraio i programmi registrati nei conti in immissione, pari a 8,8 milioni di MWh, che segnano una flessione dell 1,3% su base annua; non si arresta, invece, la crescita dei relativi sbilanciamenti a programma, pari a 9,4 milioni di MWh (+12,8%). Si confermano in aumento, da quasi un anno ormai, i programmi registrati nei conti in prelievo, pari a 13,5 milioni di MWh (+3,3%), con lo sbilanciamento a programma che, in aumento del 12,4%, raggiunge il valore record di 4,7 milioni di MWh. Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a ottobre e programmi TRANSAZIONI REGISTRATE PROGRAMMI Immissione Prelievo MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Baseload ,5% 24,1% Richiesti ,8% 1,% ,3% 1,% Off Peak ,8% 2,7% di cui con indicazione di prezzo ,% 36,4% Peak ,7% 3,7% Rifiutati ,9% 1,4% Weekend 1% di cui con indicazione di prezzo ,8% 1,4% Totale Standard ,6% 3,5% Totale Non standard ,% 59,% Registrati ,3% 89,6% ,3% 1,% PCE bilaterali ,6% 89,6% di cui con indicazione di prezzo ,% 26,% MTE ,8% 1,4% Sbilanciamenti a programma ,8% ,4% TOTALE PCE ,4% 1,% Saldo programmi ,1% POSIZIONE NETTA ,5% 56,4% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA 8 8

9 mercato elettrico italia Grafico 11: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria MWh Registrazioni Turnover 48. 1, ,88 1,89 1,88 1, ,83 1,83 1, ,83 1,81 1,8 1,83 1,99 1,95 1,91 1,87 1,83 1,77 1,79 1, ,71 Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott ,67 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA 9 9

10 mercato gas italia Gli andamenti del mercato italiano del gas A cura del GME Ad ottobre, i consumi di gas naturale registrano una nuova flessione su base annua (5,2%), determinata dal perdurare di una pesante contrazione dei consumi del settore termoelettrico (1,3%), ma anche da quella più contenuta dei consumi del settore civile ed industriale che tornano al segno meno dopo la breve pausa dei mesi estivi. Sul lato offerta, diminuisce sia la produzione nazionale (1,6%) che le importazioni di gas naturale (16,6%) in particolare da Russia (Tarvisio 33,2%) ed Algeria. Ai massimi storici le giacenze a fine mese negli stoccaggi salite a milioni di mc. Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME si sono complessivamente scambiati 4,3 milioni di MWh (pari al 8,9% della domanda complessiva di gas naturale), tutti nei due comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PB GAS), dove i prezzi non si sono significativamente scostati dalle quotazioni al PSV (26,13 /MWh) in rialzo da settembre, ma in calo su base annua. IL CONTESTO Ad ottobre, i consumi di gas naturale in Italia, pari a milioni di mc, seppur al massimo degli ultimi sette mesi, segnano ancora una flessione su base annua (5,2%). Il calo più consistente ha interessato ancora i consumi del settore termoelettrico che, sebbene ai massimi da febbraio, confermano le riduzioni tendenziali in doppia cifra degli ultimi mesi, attestandosi a milioni di mc (1,3%). Nel primo mese del nuovo anno termico si riducono anche i consumi del settore civile che, dopo tre rialzi, segnano ad ottobre una flessione dell 1,8% scendendo a milioni di mc; la battuta di arresto non ha risparmiato neanche i prelievi del settore industriale che, in controtendenza con gli aumenti dei mesi estivi, scendono a 1.92 milioni di mc (5,3%). In consistente crescita tendenziale, invece, le esportazioni, pari a 197 milioni di mc (+17,9%). Dal lato offerta, la produzione nazionale, pari a 579 milioni di mc, segna un 1,6% su base annua prolungando la serie negativa in atto da due anni. Ancora in calo anche le importazioni di gas naturale, pari a 4.16 milioni di mc (16,6%). Tra i punti di entrata, si conferma la flessione delle importazioni di gas naturale russo da Tarvisio (33,2%) che comunque, con milioni di mc, torna ad essere la prima fonte, e di quello algerino che scende ai minimi storici con 151 milioni di mc (87,%). In flessione anche le importazioni dal rigassificatore di Cavarzere (12,2%). Aumentano invece le importazioni di gas del nord Europa da Passo Gries (1.461 milioni di mc; +126,%) e di quello libico da Gela (588 milioni di mc; +17,5%). Ancora a regime ridotto, infine, il rigassificatore di Panigaglia. Nei sistemi di stoccaggio sono stati iniettati 294 milioni di mc di gas naturale, in calo del 64,7% rispetto ad un anno fa; riprendono invece le erogazioni che, nulle un anno fa, sono salite a 11 milioni di mc. Figura 1: Bilancio gas trasportato Fonte: dati SRG Ml di mc TWh var. tend. Importazioni , 16,6% Import per punti di entrata Mazara 151 1,6 87,% Tarvisio ,2 33,2% Passo Gries ,5 +126,% Gela 588 6,2 +17,5% Gorizia Panigaglia (GNL) 1, +7,1% Cavarzere (GNL) 432 4,6 12,2% Livorno (GNL) 1,% Erogazioni da stoccaggi 2,3% Produzione Nazionale 11,9% TOTALE IMMESSO Importazioni 65,1% Produzione Nazionale 579 6,1 1,6% Erogazioni da stoccaggi 11 1,2 TOTALE IMMESSO ,3 14,% Riconsegne rete Snam Rete Gas ,1 6,% Industriale ,6 5,3% Termoelettrico ,2 1,3% Reti di distribuzione ,3 1,8% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 197 2,1 +17,9% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 4,1% TOTALE PRELEVATO Riconsegne rete Snam Reti di distribuzione 33,8% Termoelettrico 33,6% TOTALE CONSUMATO ,2 5,2% Iniezioni negli stoccaggi ,7% TOTALE PRELEVATO ,3 14,% * comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato Iniezioni negli stoccaggi 6,1% 89,9% Industriale 22,5% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA 1 1

11 mercato gas italia Nell ultimo giorno del mese di ottobre la giacenza di gas naturale negli stoccaggi ammontava a milioni di mc, ai massimi storici ed in aumento del 12,4% rispetto allo stesso giorno del 213. Il rapporto giacenza/spazio conferito si attesta a 98,4% (11,7% nel 213). Figura 2: Stoccaggio Stoccaggio Ml di mc variazione tendenziale Giacenza (al 31/1/214) ,4% Erogazione (flusso out) 11 Iniezione (flusso in) ,7% Flusso netto ,% Spazio conferito ,2% Giacenza/Spazio conferito 98,4% 3,3 p.p. 12. ML di mc Giacenze fine mese Iniezioni Erogazione Spazio conferito ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott 12, 9, 6, 3,, 3, La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale (PSV), al secondo marcato rialzo congiunturale, si è portata a 26,13 /MWh segnando però ancora un calo su base annua (5,4%). Fonte: dati SRG, StogitEdison Stoccaggi ML di mc Erogazione Iniezione ML di mc Erogazione Iniezione ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag ML di mc A. T. 213/14 A.T. A.T. 212/13 A. T. 213/14 214/15 Flusso netto ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott A. T. 213/14 A.T. A. T. 213/14 A.T. A. T. 213/14 A. T. 214/15 A. T. 213/14 A. T. 214/15 214/15 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA 11 11

12 mercato gas italia I MERCATI GESTITI DAL GME Ad ottobre nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono stati scambiati 4,3 milioni di MWh, pari all 8,9% della domanda complessiva di gas naturale (7,2% ad ottobre 213), tutti nei due comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PBGAS). Figura 3: Mercati del gas naturale* MGAS Media Prezzi. /MWh Min Nessuno scambio di gas naturale è stato registrato nel Mercato a pronti del Gas (MPGAS), nel Mercato a Termine del Gas (MTGAS) e nei comparti (Royalties, Import ed Ex d.lgs 13/1 ) della Piattaforma Gas (PGAS). MPGAS MGP MI MTGAS Max Volumi. MWh Totale Fonte: dati GME, ThomsonReuters PBGAS Comparto G1 23,61 2,99 26, Comparto G+1 26,45 (27,63) 25,34 27, ( ) PGAS Royalties Import Ex d.lgs 13/1 Tra parentesi i valori nello stesso mese dell'anno precedente /MWh PBGAS G1 PBGAS G+1 PSV Pfor ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott A. T. 213/14 A. T. 213/14 A. T. 214/15 A.T. 214/15 PBGAS G+1 PBGAS G1 PSV Pfor Prezzi. /MWh 23,61 23,86 26,45 26, * 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 ** Fino a settembre 213 indice QE NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA 12 12

13 Prezzo minimo Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi Registrazioni Volumi Volumi massimo Prodotti /MWh /MWh /MWh variazioni % N. MWh/g N. MWh/g MWh/g variazioni % MWh/g BoM2139 mercato gas italia BoM ,574 BoM ,46 M ,63 M ,891 M ,382 Tabella 1: Mercato a termine del gas naturale, prezzi e volumi Fonte: dati GME M ,8 Mercato OTC Totale Q ,777 Posizioni aperte Prezzo Prezzo Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi Registrazioni Volumi Volumi Q2141 minimo massimo 28,42 Prodotti Q2142 /MWh /MWh /MWh variazioni % 26,972 N. MWh/g N. MWh/g MWh/g variazioni % MWh/g MWh BoM ,879 Q2143 BoM ,747 26,328 M21411 Q ,513 27,84,% M ,512,% M2151 WS213/214 27,691 28,86,% M ,135 WS214/215 28,775 Q ,764,% Q2152 SS214 27,249 26,648,% Q ,25 5,% Q2154 TY213/214 26,852 27,365 65,7% SS215 TY214/215 26,747 27,56 2,4% WS215/216 27,5 1,% CY215 CY214 27,517 27,372 34,7% TY215/216 Totale 26,25 5,% Totale *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PBGas) sono stati scambiati 4,1 milioni di MWh in aumento del 12,6% rispetto ad un anno fa. Il prezzo medio, alla nona flessione tendenziale consecutiva, si attesta a 26,45 /MWh (4,3%), in linea con l andamento delle quotazioni registrate al PSV (+,32 /MWh). Nei 9 giorni, sui 31 di ottobre, in cui il sistema è risultato lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>], sono stati scambiati 653 mila MWh, di cui solo il 41,5%, pari a 271 mila di MWh (minimo storico) venduti dal Responsabile del Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 26,2 /MWh (5,% su base annua). Nei restanti 22 giorni con il sistema corto (SCS<), sono stati scambiati 3,5 milioni di MWh, di cui il 7,3% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 26,63 /MWh (6,%). Complessivamente il 65,7% dei volumi scambiati (2,7 milioni di MWh) è stato determinato dall azione di RdB ed il restante 34,3% da scambi tra operatori, pari a 1,4 milioni MWh (massimo storico). Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento Comparto G + 1, prezzi e volumi Fonte: dati GME Sbilanciamento complessivo Totale del sistema (SCS) positivo negativo n.giorni 9/31 n.giorni 22/31 Prezzo. /MWh 26,45 (4,3%) 26,2 /MW h 34, 26,63 Acquisti. MWh (+12,6%) , RdB (+256,9%) 3, Operatori (43,5%) , , Vendite. MWh (+12,6%) , RdB (88,3%) , Operatori (+186,6%) , 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, /MWh /MWh Volumi Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott 9. MW h MWh A. T. 213/14 A. T. 27, N. 26, 23/31 12/3 12/31 17/31 16/28 2/31 2/3 23/31 19/3 15/31 11/31 6/3 9/31 N. 26, 8/31 18/3 19/31 14/31 12/28 11/31 1/3 8/31 11/3 16/31 2/31 24/3 22/31 Prezzi MWh MWh MWh MWh SCS positivo SCS negativo Prezzo Prezzo Nel Comparto G1 della PBGas, ad ottobre sono stati scambiati 14 mila MWh di gas naturale ad un prezzo medio di 23,61 / MWh. Nelle sessioni con scambi di gas naturale, il Responsabile del Bilanciamento ha presentato un offerta in vendita soddisfatta dagli acquisti degli operatori nelle zone Import, Stogit ed LNG. Nella prima zona, ai punti di Tarvisio e Passo Gries, sono stati acquistati 58 mila MWh ad un prezzo medio di 2,99 /MWh, nella seconda 42 mila MWh ad un prezzo medio di 26,22 / MWh (unica in linea con il PSV) e nell ultima 4 mila MWh ad un prezzo medio di 21,69 /MWh NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA 13 13

14 mercato gas italia Tabella 2: Piattaforma di Bilanciamento comparto G1 Import Edison Stoccaggio LNG Stogit Reintegro Stogit Linepack Totale Prezzo. /MWh 2,99 21,69 26,22 23,61* Volumi. MWh Operatori*. N * Media aritmetica dei prezzi massimi zonali giornalieri Zone Fonte: dati GME NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA 14 14

15 mercati energetici europa Tendenze di prezzo sui mercati energetici europei A cura del GME Prosegue il trend al ribasso che interessa il Brent e i suoi derivati dall inizio di luglio e che ad ottobre accompagna i valori delle relative quotazioni sui livelli minimi dalla fine del 21. Al contrario, i prezzi rilevati nei principali hub del gas registrano congiuntamente rialzi mensili più o meno consistenti, favoriti in parte dal naturale trend stagionale dei consumi, in parte dalla potenziale percezione di scarsità legata alle tensioni in Europa orientale. Infine, i prezzi dei mercati elettrici, in linea con il tipico andamento del periodo in Francia e Germania e con l andamento del gas in Italia segnano diffusi incrementi congiunturali, attestandosi più o meno sui livelli osservati a inizio anno. In calo da luglio, il prezzo del Brent scende a 88 $/bbl, registrando ampi decrementi rispetto a entrambi i riferimenti temporali (1/2%) in ragione dei quali si attesta sul livello minimo da novembre 21. Tale andamento, riscontrato anche sulle quotazioni statunitensi e mediorientali sostanzialmente allineate al greggio europeo, asseconda peraltro una dinamica mensile che, anche se quest anno in misura meno significativa, sembra verificarsi in modo ciclico. Coerentemente inseriti in tale contesto, il gasolio e l olio combustibile seguono la commodity di riferimento e descrivono intense flessioni congiunturali e tendenziali (rispettivamente 753 $/MT, 9/19%, 491 $/MT, 11/ 18%), attestandosi anch essi sui valori più bassi osservati negli ultimi quattro anni. Le quotazioni dei prodotti future rispondono ai segnali di deprezzamento provenienti dai mercati spot, mostrando diffuse rivalutazioni al ribasso (9/ 13%), con Brent e gasolio che si mantengono comunque al di sopra dei corrispondenti valori a pronti. Nessun segnale di ripresa neanche dal prezzo europeo del carbone, sceso a 73 $/MT (4%) e posto ancora tra gli altri due principali riferimenti (Richards Bay: 66 $/MT, Qinhdao: 85 $/MT). In maggiore calo (4/5%), le quotazioni a termine sembrano manifestare aspettative di stabilità del prezzo del combustibile anche a lungo termine (prodotti mensili 72 $/ MT, 4%; prodotto annuale 73 $/MT, 5%). Perde ulteriore potere d acquisto sul dollaro la moneta europea, con un cambio pari a 1,27 $/ che registra la settima riduzione mensile consecutiva (2%) e cala del 7% rispetto all analogo valore dello scorso anno. Newsletter Ottobre 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 Ott 14 Var M1 Var M12 FUEL ultima quot. future M1 Nov 14 Var M1 Dic 14 Var M1 Gen 15 Var M1 215 Var M1 PETROLIO $/bbl 87,65 crude 1 oil % 2 % 96,65 89,88 9 % 88,31 11 % 88,78 9,73 1 % Brent FOB /bbl 69,8 brent 8 crude % future 14 % 7,85 69,6 69,96 71,29 OLIO COMB. $/MT 491,7 fuel 11 oil% 18 % 539,95 476,1 13 % 475,35 13 % 478,69 49,93 12 %.1 FOB Barge /MT 387,3 FO 1.% 1 % NWE 12 % 375,23 374,64 377,2 385,73 GASOLIO $/MT 753,23 gasoil 9 % 19 % 825,5 773,98 9 % 772,23 9 % 773,66.1 FOB ARA /MT 593,65 gasoil 8 % future 13 % 61,12 68,63 69,63 CARBONE $/MT 72,76 coal 3 % 14 % 72,2 72,33 4 % 71,94 4 % 72,4 72,7 5 % ARA Stm 6K C /MT 57,34 API2 1 CIF % 7 % 57,2 56,7 56,76 57,12 CAMBIO $/ USD/EUR 1,27 FX 2 % 7 % 1,27 2 % 1,27 2 % 1,27 1,27 2 % 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, NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 76 PAGINA 25 PAGINA ,8 1,7 1,6 1,5

16 Newsletter Marzo 14 Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1) PETROLIO $/bbl 18,38 crude Var 1 M1 % oil Var M12 1 ultima 18,73 quot. 18,51Var M1 % 17,53 Var M1 1 % Var 17,28 M1 Var 11,92 M1 % IO COMB. Tabella FUEL1: $/MT Greggio UdMe combustibili, 64,78 Ott 14 fuel quotazioni + oil 3 % FUEL + mensili 3 % future spot 623,93 e M1 a termine. Nov Media ,95 aritmetica. + Dic 1 % 14 67,12 Gen 15 + % 65, ,8 % Brent FOB /bbl 78,38 brent 3 crude future 7 78,49 77,78 77,6 73,71 FOB OLIO Barge COMB. /MT Quotazioni Newsletter $/MT 463,4 a pronti 64,78 FO Ottobre fuel + 1.% + 1 oil 3 % 14 NWE Tendenze + 3 % 623,93 di prezzo e 612,95 443,36 Prospettive + 1 % Quotazioni sui 67,12 439,15 a termine Mercati + Energetici % 65,6 437,67 (pag 1) 577,8 417,32 % Tabella PETROLIO 1: Greggio $/bbl e combustibili, 87,65 crude quotazioni 1 oil % 2 mensili % spot 96,65e a termine. 89,88 Media aritmetica. 9 % 88,31 11 % 88,78 9,73 1 % SOLIO.1 FOB Brent Barge FOB $/MT /MT /bbl 9,5 463,4 69,8 gasoil FO brent % 18 % crude NWE future % 933, 7,85 443,36 917,93 69,6 2 % 439,15 916,94 69,96 2 % 437,67 915,18 71,29 417,32 mercati FUEL UdM energetici Ott 14 Var M1 Var M12 FUEL ultima quot. europa GASOLIO COMB. Tabella 1: Greggio $/MT $/MT e combustibili, 9,5 491,7 fuel quotazioni 11 2 oil 18 mensili 1 future 539,95 spot 933, M1 Nov 14 Var M1 476,1 e a termine. Media 917,93 Dic 14 Var M1 13 % aritmetica. 2 % 475,35 916,94 Gen 15 Var M1 13 % 478,69 2 % 915, Var M1 FOB ARA /MT Quotazioni 65,91 a pronti gasoil 4 % future 8 % 663,95 Quotazioni 663,25 a termine 661,99 49,93 12 %.1 FOB Barge /MT 387,3 FO 1.% 1 % NWE 12 % 375,23 374,64 377,2 385,73 RBONE.1 FOB ARA $/MT /MT 75,45 65,91 coal gasoil 24 % future 11 8 % 75, 663,95 76,9 1 % 663,25 75,36 2 % 661,99 75,51 81,1 1 % GASOLIO PETROLIO FUEL UdM $/MT $/bbl Quotazioni Mar 753,23 87,65 a pronti 14 gasoil crude Var 1 9 M1 oil % Var 19 2 M12 FUEL % ultima 825,5 96,65quot. 773,98 89,88 9 % 88,31 772,23 coal 75, 76,9 1 % 75,36 Quotazioni 11 9 % 88,78 a 773,66 2 termine 9,73 1 % A CARBONE Stm 6K $/MT 75, % 75,51 81,1 1 %.1 Brent FOB FOB C ARA /MT /MT /bbl 54,57 593,65 69,8 API2 gasoil brent 4 CIF 8 % crude future future % future M1 Apr 14 Var M1 61,12 7,85 55,4 Mag 14 Var M1 69,6 68,63 54,51 Giu 14 Var M1 69,96 69, Var M1 54,62 71,29 58,64 MBIO ARA $/ Stm CARBONE OLIO 6K C /MT 54,57 API2 Var 4 CIF M1 Var 16 M12 FUEL COMB. USD/EUR $/MT UdM 1,3872,76 491,7 Ott 14FX coal fuel oil % ultima quot. 55,4 Var M1 54,51 Var M1 54,62 Var M1 Var 58,64 M1 FUEL % 539,95 72,2 476,1 72,33 Nov 141, % 475, ,941 Dic % % 1,38 478,69 72,4 Gen % 1,38 49,93 72, % 5 % 1, % CAMBIO PETROLIO ARA $/ Stm 6K USD/EUR C $/bbl 1,38 18,38 57,34 FX API2 crude + 1 CIF % oil % future 18,73 M1 57,2 18,51 1,38 + % 1 % 56,7 17,53 1,38 1 % + 56,76 1 % 17,28 1,38 57,12 11,92 1,38 % + 1 % USD.1 FOB Barge /MT 387,3 FO 1.% 1 NWE ,23 374,64 377,2 385,73 Brent FX USD CAMBIO FOB $/ USD/EUR /bbl 1,78,38 FX 1, 1,27 FX brent USD USD % 2 3 crude % future 77 % 1,27 78,491, 1, 2 1,27 77,78 1, 1, 2 % 1,2777,6 1, 1, 1,27 73,71 2 1, % 1, GASOLIO $/MT 753,23 gasoil ,5 773,98 9 % 772,23 9 % 773,66 OLIO FX PETROLIO $/bbl 87,65 FX crude USD 1 oil 2 96,65 1, 89,88 9 1, 88,31 11 % 1, 88,78 1, 9,73 1 %.1 USD COMB. FOB ARA $/MT /MT 64,78 593,65 1, fuel % gasoil + 8 oil 3 future % % 623,93 61,12 612, % 68,63 67,12 + % 69,63 65,6 577,8 % Grafico Brent FOB 1: Greggio /bbl e tasso 69,8 di cambio, brent 8 crude andamento future 14 mensile dei 7,85 prezzi spot e a termine. 69,6 Media 69,96 71,29 afico.1 Grafico 1: CARBONE FOB Greggio Barge 1: COMB. Greggio e /MT tasso $/MT e $/MT tasso di 463,4 di cambio, 72,76 FO coal + 1.% 491,7 cambio, andamento 31 % NWE 143 % Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, fuel 11 andamento oil% 18 mensile mensile mensile 72,2 539,95 dei dei dei prezzi prezzi prezzi 72,33 443,36 spot 476,1 spot spot 4 % e a termine. e a e 13 termine. a termine. 71,94 439,15 Media 475,35 Media Media 4 % 72,4 aritmetica. 13 aritmetica. aritmetica. 437,67 72,7 417,32 5 % GASOLIO 478,69 49,93 12 % ARA Stm 6K C $/MT /MT 9,5 57,34 gasoil API2 12 CIF % 71 % 933, 57,2 917,93 2 % 56,7 916,94 2 % 56,76915,18 57,12.1 FOB Barge /MT 387,3 FO 1.% 1 % NWE ,23 374,64 377,2 385,73 bbl.1 $/bbl $/bbl CAMBIO FOB ARA $/ USD/EUR /MT 65,91 1,27 gasoil FX 24 % future 78 % 1,27 663,95 2 % 1,27663,25 2 % 1,27 661,99 1,27 2 % GASOLIO $/MT 753,23 gasoil ,5 773, ,23 9 % 773,66 $/ $/ $/ CARBONE FX USD $/MT 75,45 1, coal FX USD 2 % 11 % % 75, 1, 76,9 1 % 1,75,36 2 % 1, 75,51 1, 81,1 1,9 1 %.1 FOB ARA /MT 593,65 gasoil 8 future 13 61,12 68,63 69,63 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 72,76 coal ,2 72,33 4 % 71,94 4 % 72,4 72,71,8 5 % 12 CAMBIO Grafico $/ 1: Greggio USD/EUR e tasso 1,38 di cambio, FX+ 1 andamento % + 7 % mensile dei prezzi spot 1,38 e a termine. + 1 % Media 1,38 aritmetica. + 1 % 1,38 1, % 1,8 ARA Stm 6K C /MT 57,34 API2 1 CIF % 7 % 57,2 56,7 56,76 57,12 1,8 FX 11 USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1, 1,7 CAMBIO $/ USD/EUR 1,27 FX 2 % 7 % 1,27 2 % 1,27 2 % 1,27 1,27 2 % 11 $/bbl $/ 1,7 1 FX 13USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1, 1,9 1,6 1,7 Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1 1, ,8 1,5 Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,6 $/bbl $/ 9 8 1,4 1, ,7 1,9 $/bbl $/ 1, ,3 1,6 1,91,8 1,4 6 1,2 1, ,5 1,8 1,7 1, , ,4 1,6 1,2 1, Fonte: 3 4 5ThomsonReuters Grafico 7 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,3 1,6 1, , $/MT 9 6 1,2 $/bbl 1, , Grafico 82: 21 Prodotti petroliferi, 211andamento mensile 212 dei prezzi spot 213 e a termine. Media 214aritmetica ,4 7 1,3 Grafico 12 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica 12 $/MT 7 1,3 afico 2: $/bbl 6Grafico Prodotti 2: Prodotti petroliferi, petroliferi, andamento andamento mensile mensile dei dei prezzi prezzi spot spot e a termine. e a termine. Media aritmetica. Media aritmetica. 1, ,2 MT 21 $/MT $/bbl $/bbl Grafico 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 $/bbl 1 12 $/MT $/bbl Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Grafico Grafico 3: Coal, e a termine. Media aritmetica : 7 Coal, 8 9andamento mensile 3 4 5dei 6 7 prezzi 8 9 spot e a 1 termine Media 5 6 7aritmetica Fonte: ThomsonReuters $/MT 1 $/MT Grafico afico 3: Coal, 3: Coal, andamento andamento mensile mensile dei dei prezzi prezzi spot spot e a e termine. a termine. Media Media aritmetica. aritmetica Grafico 7 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 13 Grafico 13 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. /MT 6 $/MT $/MT Fonte: ThomsonReuters NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 16 16

17 mercati energetici europa In linea con le dinamiche stagionali e in diffusa riduzione tendenziale (6/17%), le quotazioni europee del gas confermano l andamento al rialzo intrapreso ad agosto, con il PSV, sempre al di sopra degli altri hub (26 /MWh, +7%), e il più competitivo TTF, in crescita più contenuta (21 /MWh, +2%), 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) che si discostano solo lievemente dalle previsioni manifestate dagli operatori lo scorso mese. In controtendenza, i valori dei prodotti a termine di prossima consegna segnano ribassi consistenti, convergendo in questo modo sui valori espressi dai mercati spot (6/7%). Newsletter Ottobre 14 Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2) Quotazioni a termine ( /MWh) GAS Area Ott 14 Var M1 Var M12 ultima quot. future M1 Nov 14 Var M1 Dic 14 Var M1 Gen 15 Var M1 GY 215/15 Var M1 PSV IT 26, % 6 % 25,8 26,5 TTF NL 21, % 18 % 22,5 23,2 6 % 23,96 24,39 % CEGH AT 24, % 1 % 24,45 24,51 NBP UK 21, % 17 % 22,38 23,6 6 % 24,67 7 % 25,26 25,1 + 1 % /MWh Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Fonte: ThomsonReuters Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) In accordo con gli sviluppi solitamente osservati in questo Var M1 Var Gestor M12 Area Ott 14 ultima quot. periodo dell anno, il prezzo francese Paese segna eun consistente future M1 rialzo mensile (42 /MWh, +12%), in ragione del quale amplia ITALIA 62, % 3 % 6,7 lo spread dal riferimento tedesco (+5 /MWh), quest ultimo FRANCIA 41, % 6 % in più lieve aumento (35 /MWh, +1%). Anche gli altri prezzi GERMANIA 35, % 7 % centroeuropei SPAGNArisultano in 55,11 ripresa (Svizzera: 6 % % /MWh, +12%; Austria: AREA 35,5 SCANDINAVA /MWh, +2%) 3,6e con essi 12 % il prezzo 2 % italiano (62 /MWh, +7%, AUSTRIAmassimo da 35,46 dicembre ), % 6 il % cui andamento sembra SVIZZERA incorporare lo stagionale 4,46 + trend 12 % della 7 % domanda e il contestuale apprezzamento del gas. In controtendenza, il Var M1 Var M1 Var M1 Var M1 Nov 14 prezzo rappresentativo Dic 14 dell area Gen 15 scandinava 215 si attesta a 31 /MWh (12%), interrompendo il trend ascendente avviato lo 59,78 1 % 6,14 + % 61,59 54,7 2 % scorso luglio. Infine, per quanto riviste al ribasso, le quotazioni future esprimono comunque aspettative di crescita dei prezzi dei prodotti mensili di prossima consegna, più significative in Francia (49/56 /MWh, 2/8%); fa eccezione il riferimento italiano per il quale si prevedono valori leggermente più bassi dell attuale (6 /MWh). IT Borsa Ita 53,77 FR EEX 46,5 49,5 8 % 52,42 2 % 56,19 43,4 DE EEX 34,65 35,65 5 % 34,33 4 % 36,73 34,27 ES nome OMIP Borsa Ita 52, 51,4 + 6 % 51, % 5,65 47,98 NO nome Nasdaq EEX 33,2 31,85 1 % 33,62 8 % 35,2 31,23 nome Nasdaq nome OMIP /MWh NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 17 17