NEWSLETTER del. n.79 FEBBRAIO '15. di Tommaso Franci - REF-E

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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.79 FEBBRAIO '15 approfondimenti Consumi di energia nel residenziale: nuove statistiche e trend di mercato di Tommaso Franci REFE I consumi finali di energia del settore residenziale costituiscono una quota rilevante (26% in Italia nel 212) e crescente (+15% dal 2 al 212) degli usi finali di energia. Si tratta in realtà di una componente dei consumi di energia ancora poco conosciuta su cui si sta concentrando l attenzione, delle istituzioni, per gli obiettivi delle politiche energetiche, e delle imprese, che seguono l evoluzione delle tecnologie e dei servizi. Alla fine del 214 sono stati diffusi da Istat i dati del Censimento 211, inerenti i profili energetici delle abitazioni, e quelli dell Indagine sui consumi energetici delle famiglie per l anno 213. I nuovi dati Istat consentono di apprezzare le principali trasformazioni strutturali del mercato della climatizzazione dell ultimo decennio, a partire dall evoluzione della struttura sociodemografica e del patrimonio edilizio abitativo. In questo decennio si è completata la diffusione della modalità dominante di riscaldamento delle famiglie tramite impianti autonomi a gas naturale, tuttavia i dati Istat più recenti mostrano la crescente penetrazione di tecnologie rinnovabili, come quelle a biomasse, ed efficienti, come le caldaie a condensazione e le pompe di calore. Queste basi informative costituiscono il punto di partenza per analisi più articolate e specifiche sui trend di breve e medio del mercato della climatizzazione nel settore residenziale 1. Prima di esaminare sia i risultati del censimento 211 che quelli dell indagine Istat sui consumi energetici delle famiglie per il 213 è opportuno inquadrarli nello sforzo promosso dall UE per migliorare le statistiche sui consumi energetici del settore residenziale. Il regolamento UE n.431/214 Una delle principali novità in questa direzione è stato il Regolamento UE n. 431/214 2 che ha modificato il Regolamento n. 199/28 introducendo un maggiore dettaglio nelle statistiche sui consumi energetici delle famiglie. Vengono introdotte e definite sei tipologie di consumi di energia del settore: 1) riscaldamento degli ambienti; 2) climatizzazione degli ambienti (raffrescamento dell abitazione); 3) riscaldamento dell acqua (acqua calda sanitaria); 4) cottura cibi; 5) apparecchi elettrici e di illuminazione (solo consumi di elettricità); 6) Altri usi finali che raccoglie i consumi diversi da quelli delle prime cinque tipologie. Eurostat prevedeva la raccolta di un solo dato per consumo complessivo del settore residenziale. Invece a partire dal 214 gli stati membri dovranno fornire, per ogni macrocategoria di prodotti energetici, dati sui consumi annuali del settore residenziale articolati per le sei tipologie di consumo previste dal regolamento. continua a pagina 25 in questo numero REPORT/ GENNAIO 215 Mercato elettrico Italia pag 2 Mercato gas Italia pag 1 Mercati energetici Europa pag 15 Mercati per l'ambiente pag 19 APPROFONDIMENTI Consumi di energia nel residenziale: nuove statistiche e trend di mercato di Tommaso Franci REFE pagina 25 NOVITA' NORMATIVE pagina 32 APPUNTAMENTI pagina 33

2 mercato elettrico italia Gli esiti del mercato elettrico A cura del GME Il primo mese del 215 registra ancora una domanda elettrica molto depressa ed il segno negativo per gli scambi di energia nel Mercato del Giorno Prima, anche se la flessione su base annua (,4%) appare più contenuta rispetto agli ultimi mesi del 214. Le importazioni di energia elettrica, prossime ai massimi storici (7. MWh in media oraria), deprimono ulteriormente le vendite degli impianti di produzione che, al contrario, continuano a stagnare ai minimi di sempre. In calo su base annua dopo oltre un anno anche le fonti rinnovabili. In crescita la liquidità del mercato che a gennaio sale a 66,4%. Il prezzo di acquisto dell energia nella borsa elettrica (PUN) cede poco più di 8 / MWh, sia su dicembre che su gennaio 214, e si porta a 51,1 /MWh, minimo storico per il mese di gennaio. I prezzi di vendita zonali evidenziano una sostanziale convergenza ad eccezione della Sicilia che però comprime lo spread con le altre zone al minimo degli ultimi tre anni (circa 12 /MWh). In calo anche i prezzi dei prodotti negoziati nel Mercato a Termine dell energia elettrica, dove il mensile baseload Febbraio 215 chiude il periodo di trading a 49,8 /MWh. MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP) A gennaio, il prezzo medio di acquisto (PUN), con un calo di 8,48 /MWh (14,2%) su dicembre e di 8,17 /MWh (13,8%) sullo stesso mese del 214, ripiega a 51,1 /MWh, ai minimi degli ultimi cinque mesi. L analisi per gruppi di ore rivela che la flessione su base annua ha riguardato sia le ore di picco, pari a 59,79 /MWh (9,67 /MWh; 13,9%), che quelle fuori picco, pari a 46,96 (7,8 /MWh; 13,1%), con il rapporto picco/baseload, invariato rispetto ad un anno fa, a quota 1,17 (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 51,1 59,27 8,17 13,8% ,% ,4% 66,4% 63,% Picco 59,79 69,47 9,67 13,9% ,6% ,2% 66,9% 62,7% Fuori picco 46,96 54,5 7,8 13,1% ,9% ,5% 66,% 63,2% Minimo orario 18, 6, ,% 52,5% Massimo orario 79,59 92, ,2% 76,5% Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale Prezzo (PUN) unico nazionale. /MWh GennaioFebbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio AgostoSettembreOttobreNovembreDicembre /MWh variazione tendenziale (scala dx) prezzo di acquisto 62,23 59,27 59,58 57,97 54,59 51,34 46,73 45,76 46,66 47,2 46,42 47,17 51, ,22 11,63 17,24 15,27 8,24 9,21 2,44 6,75 2,13 7,15 9,7 17,84 8, gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 79 PAGINA 2

3 mercato elettrico italia I prezzi medi di vendita segnano nette flessioni in tutte le zone sia rispetto al mese precedente che su base annua. La Sicilia, dove da gennaio è entrata in vigore la delibera 521/214/R/Eel dell AEEGSI che stabilisce di fatto un regime amministrato per gli impianti rilevanti dell isola sino alla messa in servizio del cavo Sorgente Rizziconi, registra i ribassi più consistenti (attorno al Grafico 2: MGP, prezzi di vendita /MWh 15 Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna 2% sia su base mensile che annuale). Il prezzo dell isola, ai minimi da maggio 214, scende a 62,7 /MWh riducendo a poco più di 12 /MWh (minimo degli ultimi tre anni) il differenziale con le altre zone, i cui prezzi sono oscillati tra 49,65 /MWh del Nord e 51,29 /MWh della Sardegna (Grafico 2) gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr I volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia, pressoché invariati su base annua (,4%), si attestano a 24,7 milioni di MWh. In crescita invece, per la prima volta da oltre un anno, gli scambi nella borsa elettrica, pari a 16,4 milioni di MWh (+5,%), mentre gli scambi over the counter registrati sulla PCE e nominati su MGP sono scesi a 8,3 milioni di MWh (9,5%) (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato, pertanto, registra un deciso aumento sia rispetto a gennaio 214 (+3,4 punti percentuali) che rispetto a dicembre (+3,8 p.p.) portandosi a 66,4% (Grafico 3). Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica MWh Variazione MWh Struttura Variazione Struttura MWh Variazione MWh Struttura Variazione Struttura Borsa Borsa ,% ,4% +5,% Borsa 66,4% Borsa ,% ,4% +5,% 66,4% Operatori Operatori ,6% ,% +5,6% 38,% Acquirente Unico Acquirente Unico ,7% ,6% +7,7% 13,6% GSE GSE ,4% ,% 14,4% 12,% Altri operatori Altri operatori ,7% ,1% +11,7% 34,1% Zone estere Zone estere ,6% ,4% +23,6% 16,4% Pompaggi Pompaggi 1,% 1,% Saldo programmi PCE Saldo programmi PCE Zone estere Zone estere ,7% ,9% +57,7% 1,9% Saldo programmi PCE Saldo programmi PCE ,1% ,7% 11,1% 16,7% PCE (incluso MTE) PCE (incluso MTE) ,5% ,6% 9,5% PCE 33,6% (incluso MTE) PCE (incluso MTE) ,5% ,6% 9,5% 33,6% Zone estere Zone estere ,8% ,7% 5,8% Zone 4,7% estere Zone estere ,5% 9.48,% 42,5%,% Zone nazionali Zone nazionali ,% ,9% 1,% 28,9% Zone nazionali AU Zone nazionali AU ,6% ,% 23,6% 1,% Saldo programmi PCE Saldo programmi PCE Zone nazionali altri Zone operatori nazionali altri operatori 5,8% ,3% 5,8% 4,3% Saldo programmi PCE Saldo programmi PCE VOLUMI VENDUTIVOLUMI VENDUTI ,4% 1,%,4% 1,% VOLUMI ACQUISTATI VOLUMI ACQUISTATI ,4% 1,%,4% 1,% VOLUMI NON VENDUTI VOLUMI NON VENDUTI ,1% 4,1% VOLUMI NON ACQUISTATI VOLUMI NON ACQUISTATI ,3% ,3% OFFERTA TOTALEOFFERTA TOTALE ,1% 2,1% DOMANDA TOTALE DOMANDA TOTALE ,2% 1,2% NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 79 PAGINA 3

4 mercato elettrico italia Grafico 3: MGP, liquidità 72,% 71,1% 7,1% 7,% 68,8% 68,2% 68,% 66,6% 66,4% 65,8% 66,% 64,2% 64,2% 64,% 63,2% 63,5% 63,% 62,6% 62,% gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen Gli acquisti nazionali, pari a 24,2 milioni di MWh, segnano un calo dell 1,% concentrato in particolare al Nord (6,5%) e nelle isole (11,1% la Sicilia e 8,3% la Sardegna); in controtendenza le due zone centrali. In aumento gli acquisti sulle zone estere, pari a 477 mila MWh (+52,4% su base annua) (Tabella 4). Le vendite di energia elettrica delle unità di produzione nazionale si riducono del 3,9%, attestandosi a 19,5 milioni di MWh. A livello zonale, vendite in calo ovunque ad eccezione del Sud (+3,%). Le importazioni, per contro, prossime ai massimi storici, crescono del 15,6% portandosi a 5,2 milioni di MWh (Tabella 4). Tabella 4: MGP, volumi zonali Offerte Vendite Acquisti MWh Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Nord ,% ,8% ,5% Centro Nord ,5% ,% ,% Centro Sud ,3% ,5% ,1% Sud ,8% ,% ,9% Sicilia ,3% ,% ,1% Sardegna ,3% ,8% ,3% Totale nazionale ,2% ,9% ,% Estero ,2% ,6% ,4% Sistema Italia ,1% ,4% ,4% Le vendite da impianti a fonte rinnovabile segnano, per la prima volta da oltre un anno, una flessione tendenziale (3,7%), determinata dalla fonte idraulica in flessione del 14,2%. Crescono invece le fonti eolica (+3,2%) e solare (+8,5%). Ancora in calo le vendite da impianti a fonte tradizionale (3,4%) (Tabella 5). Pressoché invariate dunque sia la quota delle fonti rinnovabili, attorno al 34%, che quella degli impianti tradizionali, con quelli a gas attorno al 4% (Grafico 4). NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 79 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 ,5% ,5% ,2% ,3% ,4% 715 7,% ,4% Gas ,5% ,3% ,2% ,6% ,1% ,2% ,3% Carbone ,5% 9 84,6% ,1% ,8% ,1% Altre ,6% 69 +1,7% 28 11,% ,2% 49 64,7% ,8% ,4% Fonti rinnovabili ,4% ,5% ,4% 1.651,6% 65 1,5% ,8% ,7% Idraulica ,5% 26 44,3% ,1% ,4% ,4% 12 77,4% ,2% Geotermica ,6% 1,% ,6% Eolica ,9% 19 +6,2% ,% ,4% ,2% ,1% ,2% Solare e altre ,3% 18 8,9% ,8% 353 2,4% 96 1,% 47 +1,% ,5% Pompaggio ,5% ,5% 1,% 4 6,2% ,5% Totale ,8% ,% ,5% ,% ,% 991 4,8% ,9% Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 4: MGP, Struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 5: MGP, quota rinnovabili Carbone 11,% (11,1%) Altre tradizionali 13,3% (13,5%) Gas 4,6% (39,9%) Fonti rinnovabili 34,3% (34,2%) Pompaggio,9% Geotermica (1,3%) 2,6% (2,3%) Idraulica 14,8% (16,6%) Eolica 8,1% (7,6%) Solare e altre 8,8% (7,8%) Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente MARKET COUPLING ITALIA SLOVENIA A gennaio il market coupling ItaliaSlovenia ha allocato, mediamente ogni ora, una capacità di 476 MWh (515 MWh nello stesso mese del 214). Il 3flusso di energia è stato in import nel 97,6% delle ore (99,2% un anno fa) e in export nel restante 2,4% delle ore (,8% nel 214). Il delta prezzo tra la zona Nord di IPEX e la borsa slovena BSP, pari a 7,42 /MWh, è dimezzato rispetto ad un anno fa (51,3%), così come la rendita generata, pari a 2,73 milioni di (5,8%) (Tabella 6). La capacità disponibile in import (NTC), in aumento del 19,4% rispetto a gennaio 214, è stata allocata per il 74,8% tramite il meccanismo del market coupling (97,% nel 214), per il 12,6% tramite asta esplicita il rimanente 12,5% non è stato utilizzato (3,% nel 214) (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 49,65 42,23 7,42 2, ,6% 73,9% ,4% (58,31) (43,8) (15,23) (5,55) (53) (518) (99,2%) (91,4%) (666) (62) (,8%) ( ) Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente *Valori medi orari NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 79 PAGINA 5

6 mercato elettrico italia Grafico 6: Delta prezzi: frequenza ore Gen 215 Gen 214 % 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% 73,8% 91,4% MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) 26,2% Pz Nord> Pz BSP Pz Nord< Pz BSP Pz Nord= Pz BSP I prezzi di acquisto nel Mercato Infragiornaliero (MI), ai minimi da settembre, segnano una netta flessione, più intensa nel confronto congiunturale, e si attestano tra 49,86 /MWh di MI2 e 57,35 /MWh di MI4. Va tuttavia considerato che i prezzi di MI3 e di MI4 si riferiscono ad un numero limitato di ore del giorno: le ultime 12 il primo e le ultime 8 il secondo. Il confronto con il prezzo di acquisto su MGP (PUN) nelle stesse ore evidenzia prezzi progressivamente più bassi nelle prime tre sessioni e 8,6% Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia TWh Gen 215 Gen 214,,5,1,15,2,25,3,35,4,45,5 74,8% 97,% 12,6% 12,5% stabili su MI4 (Tabella 7 e Grafico 8). I volumi di energia scambiati nelle quattro sessioni del Mercato Infragiornaliero assommano 1,8 milioni di MWh. In flessione tendenziale del 7% circa gli scambi su MI1, pari a 963 mila di MWh, e su MI4, con 172 mila MWh. Più consistente il calo dei volumi scambiati su MI3, pari a 161 mila MWh (2,6%); in controtendenza MI2, con 53 mila MWh (+3,4%) (Tabella 7 e Grafico 8). 3,% 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 51,1 59,27 13,8% ,4% 5,53 58,85 (1,1%) (,7%) 49,86 58,28 (2,4%) (1,7%) 53,2 61,28 (3,3%) (6,5%) 57,35 65,62 (+,2%) (4,6%) NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore). Volumi medi orari MWh 14,1% ,2% 14,5% ,4% 13,2% ,6% ,6% 6,6% Prezzi. Prezzi /MWh /MWh Prezzi. /MWh 59,27 59,27 51,1 51, , ,85 5,53 5,53 58,28 58,28 61,28 61,28 53,2 65,62 65,62 57,35 57,35 49,86 49,86 53,2 MGP MGP MI1 MI1 MI2 MI2 MI3 MI3 MI4 MI4 Grafico 8: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria /MWh MI1 MI2 MI3 MI Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen ,35 53,2 5,53 49,86 MWh MWh MI1 MI2 MI1MI3 MI2MI4 MI3 MI Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Gen Feb Mar Apr Mag Giu 214 Lug Ago Set Ott Nov 215 Dic Gen NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 79 PAGINA 25 PAGINA 6 6

7 mercato elettrico italia MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO exante (MSD exante) Gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di dispacciamento exante, si attestano 2 a 769 mila MWh, con una flessione 4 su base annua del 12,2%. In crescita, invece, le vendite di MWh Grafico 9: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic Terna sul mercato a scendere, pari a 422 mila MWh (+5,9%) (Grafico 9). 8 gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott 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 6 negoziazioni in cui sono stati scambiati 3 contratti, tutti relativi al mensile Febbraio 215, per complessivi 18 mila MWh. Le posizioni aperte a fine mese ammontano a 24,7 milioni di MWh, in calo dell 8,4% rispetto al mese precedente. In netto calo i prezzi Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a gennaio dei prodotti negoziati nel mese (Tabella 8 e Grafico 1). Il prodotto Febbraio 215 chiude il suo periodo di trading con un prezzo di controllo pari a 49,8 /MWh sul baseload e 57,8 / MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente a e 35 MW, per complessivi 2,3 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 Febbraio ,8 16,% Marzo ,47 9,8% Aprile ,22 +,% Maggio ,85 II Trimestre ,96 5,% III Trimestre ,17 5,% IV Trimestre , 9,8% I Trimestre ,88 +5,% Anno ,12 5,% Totale PRODOTTI PEAK LOAD Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Febbraio ,8 19,2% Marzo ,97 7,9% Aprile ,3 +2,1% Maggio ,44 II Trimestre ,5 3,% III Trimestre ,46 3,% IV Trimestre ,69 7,1% I Trimestre 216 6,19 +7,% Anno ,3 4,9% Totale TOTALE * Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo valore del mese precedente * 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 ** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 79 PAGINA 25 PAGINA 7 7

8 mercato elettrico italia Grafico 1: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte Prezzi Prezzi di di controllo*. /MWh /MWh Prodotti Prodotti Baseload Baseload Febbraio Febbraio ,8 49,8 Marzo Marzo , Aprile Aprile ,22 45, Posizioni aperte. aperte. TWh TWh II II Trimestre Trimestre ,96 III III Trimestre Trimestre , IV IV Trimestre Trimestre , I Trimestre I , Anno Anno ,12 45, Dicembre 214 Gennaio 215 Mensili Trimestrali 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 a gennaio 215, ammontano a 32,8 milioni di MWh, in aumento tendenziale del 4,9%. Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a 3,3 milioni di MWh, sono aumentate dell 8,4% rispetto allo scorso anno; mentre quelle derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a 2,5 milioni di MWh (minimo da aprile 212), si confermano, anche nel nuovo anno, in calo (24,4%) (Tabella 9). In flessione, per la prima volta nell ultimo anno, anche la posizione netta in esito alle transazioni registrate sulla PCE, scesa a 16,1 milioni di MWh (5,4%). Pertanto il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, pari a 2,3, balza ai massimi degli ultimi due anni (Grafico 11). I programmi registrati nei conti in immissione, pari a 8,3 milioni di MWh, segnano una flessione del 9,5% su base annua, pressoché invariati, invece, i relativi sbilanciamenti a programma, pari a 7,8 milioni di MWh (,8%). In riduzione i programmi registrati nei conti in prelievo, pari a 12,4 milioni di MWh (1,%), con lo sbilanciamento a programma che sale a 3,7 milioni di MWh (+14,%). Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a gennaio e programmi TRANSAZIONI REGISTRATE PROGRAMMI Immissione Prelievo MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Baseload ,4% 32,8% Richiesti ,3% 1,% ,% 1,% Off Peak ,2% 2,2% di cui con indicazione di prezzo ,7% 31,7% 2 1%,% Peak ,1% 1,8% Rifiutati ,3% 9,7% Weekend di cui con indicazione di prezzo ,7% 9,6% Totale Standard ,2% 36,8% Totale Non standard ,% 55,5% Registrati ,5% 9,3% ,% 1,% PCE bilaterali ,4% 92,3% di cui con indicazione di prezzo ,4% 22,1% 2, 1%,% MTE ,4% 7,7% Sbilanciamenti a programma ,8% ,% TOTALE PCE ,9% 1,% Saldo programmi ,1% POSIZIONE NETTA ,4% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 79 PAGINA 25 PAGINA 8 8

9 mercato elettrico italia Grafico 11: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria MWh Registrazioni Turnover , ,83 1,88 1,87 1, ,83 1,81 1,8 6. 1,83 1,77 1,83 1,83 2,3 2,7 2,3 1,99 1,95 1,91 1,87 1,83 1,79 Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen ,75 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 79 PAGINA 25 PAGINA 9 9

10 mercato gas italia Gli andamenti del mercato italiano del gas A cura del GME A gennaio, grazie alla spinta del settore civile (+7,3% su base annua), i consumi di gas naturale in Italia registrano, dopo sei mesi, una ripresa su base annua (+3,%). Ancora segni negativi invece per il settore termoelettrico (7,4%) e quello industriale (2,4%). Sul lato offerta, le importazioni di gas naturale segnano ancora un calo (1,7%), il settimo consecutivo, mentre la produzione nazionale (7,2%) scende su livelli prossimi ai minimi storici. Le erogazioni dai sistemi di stoccaggio raggiungono i livelli più elevati degli ultimi nove anni ed il rapporto giacenza/spazio conferito a fine mese scende al 47,2%. Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME si sono complessivamente scambiati 3,5 milioni di MWh (pari al 3,9% della domanda complessiva di gas naturale), tutti nei comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PB GAS), dove i prezzi non si sono significativamente scostati dalle quotazioni al PSV (22,68 /MWh) al terzo ribasso congiunturale. IL CONTESTO A gennaio, i consumi di gas naturale in Italia, pari a milioni di mc, per la prima volta dopo sei mesi segnano una ripresa su base annua (+3,%). A trainare la crescita i consumi del settore civile che, con milioni di mc (+7,3%), segnano il massimo da marzo 213. Ancora in consistente contrazione, invece, i consumi del settore termoelettrico, ai minimi storici per il mese di gennaio, attestatisi a 1.71 milioni di mc (7,4%). In calo anche i consumi del settore industriale che scendono a milioni di mc (2,4%). Le esportazioni, pari a 269 milioni di mc ed ai massimi da marzo 212, segnano una crescita tendenziale del 18,1%. Dal lato offerta, la produzione nazionale, in calo del 7,2%, scende su livelli prossimi ai minimi storici, con 556 milioni di mc, mentre le importazioni di gas naturale segnano il settimo calo tendenziale consecutivo, attestandosi a milioni di mc (1,7%). Tra i punti di entrata, si confermano in calo le importazioni di gas naturale russo da Tarvisio (36,4%), pari a milioni di mc, e di quello algerino da Mazara (14,2%) che tuttavia segna il valore più alto degli ultimi otto mesi a 785 milioni di mc. Aumentano invece le importazioni di gas del nord Europa da Passo Gries (1.24 milioni di mc; +45,3%) e di quello libico da Gela (52 milioni di mc; +2,7%). In crescita anche le importazioni dal rigassificatore di Cavarzere (61 milioni di mc; +74,5%), mentre permane a regime ridotto quello di Panigaglia. Dai sistemi di stoccaggio sono stati erogati 3.23 milioni di mc (+38,1%), record degli ultimi nove anni, pari al 36,9% del totale immesso nel sistema (quota tra le più alte di sempre). Figura 1: Bilancio gas trasportato Fonte: dati SRG Ml di mc TWh var. tend. Importazioni , 1,7% Import per punti di entrata Mazara 785 8,3 14,2% Tarvisio ,9 36,4% Passo Gries ,8 +45,3% Gela 52 5,5 +2,7% Gorizia, Panigaglia (GNL), 66,8% Cavarzere (GNL) 61 6,5 +74,5% Livorno (GNL) 1, +64,8% Produzione Nazionale 556 5,9 7,2% Erogazioni da stoccaggi ,9 +38,1% TOTALE IMMESSO ,8 +3,% Riconsegne rete Snam Rete Gas ,9 +2,6% Industriale ,3 2,4% Termoelettrico ,1 7,4% Reti di distribuzione ,6 +7,3% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 269 2,8 +18,1% TOTALE CONSUMATO ,8 +3,% Iniezioni negli stoccaggi TOTALE PRELEVATO ,8 +3,% * comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato Esportazioni, reti di terzi e consumi Iniezioni negli di Esportazioni, sistema* stoccaggi reti di terzi 3,1%,% e consumi di sistema* 3,1% Erogazioni da stoccaggi Erogazioni da 36,9% stoccaggi 36,9% Iniezioni negli stoccaggi,% TOTALE IMMESSO TOTALE PRELEVATO Produzione TOTALE PRELEVATO Nazionale 6,4% Riconsegne rete Snam 96,9% 96,9% Importazioni 65,1% Importazioni 65,1% Produzione Nazionale 6,4% Reti di distribuzione 63,8% Reti di distribuzione 63,8% Termoelettrico 19,7% Industriale Termoelettrico 13,4% 19,7% Industriale 13,4% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 79 PAGINA 25 PAGINA 1 1

11 mercato gas italia Nell ultimo giorno del mese di gennaio la giacenza di gas naturale negli stoccaggi ammontava a milioni di mc, in calo del 5,3% rispetto allo stesso giorno del 214. Il rapporto giacenza/spazio conferito si attesta a 47,2%, in flessione di Figura 2: Stoccaggio Stoccaggio Ml di mc variazione tendenziale Giacenza (al 31/1/215) ,3% Erogazione (flusso out) ,1% Iniezione (flusso in) Flusso netto ,1% Spazio conferito ,6% Giacenza/Spazio conferito 47,2% 9,9 p.p. ML di mc Giacenze fine mese Iniezioni Erogazione Spazio conferito gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen A. T. 213/14 A.T. 214/15 12, 1, 8, 6, 4, 2,, 2, 4, 9,9 punti percentuali rispetto all anno precedente. La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale (PSV) conferma il trend decrescente degli ultimi quattro mesi e si attesta a 22,68 /MWh (16,9%), minimo da settembre. Fonte: dati SRG, StogitEdison Stoccaggi Stoccaggi ML di mc ML di mc Erogazione Iniezione gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag A. T. 213/14 A.T. A.T. 212/13 A. T. 213/14 214/15 ML di mc Flusso netto gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen A. T. 213/14 A.T. 214/15 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 79 PAGINA 25 PAGINA 11 11

12 mercato gas italia I MERCATI GESTITI DAL GME A gennaio nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono stati scambiati 3,5 milioni di MWh, pari al 3,9% della domanda Figura 3: Mercati del gas naturale* MGAS Media Prezzi. /MWh Min complessiva di gas naturale (2,8% a gennaio 214), tutti nei due comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PBGAS). MPGAS MGP MI MTGAS Max Fonte: dati GME, ThomsonReuters Volumi. MWh Totale PBGAS Comparto G1 23,82 22,61 24, Comparto G+1 22,62 (27,55) 21,78 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 gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen A. T. 213/14 A.T. 214/15 Prezzi. /MWh PBGAS G+1 22,62 PBGAS G1 23,82 PSV 22,68 Pfor 23, * 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 79 PAGINA 25 PAGINA 12 12

13 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 Prezzo Prezzo Q2142 Prezzo di controllo* minimo massimo 26,972 Negoziazioni Volumi Registrazioni Volumi Volumi Prodotti Q2143 /MWh /MWh /MWh variazioni % 26,328 N. MWh/g N. MWh/g MWh/g variazioni % MWh/g MWh BoM ,246 BoM2152 Q ,168 27,84 M ,135 M2153 WS213/214 34,212 28,86 M ,45 WS214/215 28,775 M ,729 Q ,249 SS214 26,648 Q ,25 Q2154 TY213/214 26,852 27,365 Q , SS215 TY214/215 26,747 27,56 WS215/216 25,931 CY216 CY214 25, 27,372 TY215/216 26,25 Totale Totale *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PB Gas) sono stati scambiati 3,4 milioni di MWh in aumento del 36,7% rispetto ad un anno fa. Il prezzo medio, in flessione tendenziale ormai da un anno, segna il terzo calo congiunturale consecutivo e si attesta a 22,62 / MWh (17,9%), in linea con l andamento delle quotazioni registrate al PSV (,6 /MWh). Nei 9 giorni, sui 31 di gennaio, in cui il sistema è risultato lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>], sono stati scambiati 1, milioni di MWh, di cui il 9,7%, pari a 9 mila MWh venduti dal Responsabile del Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 22,22 / MWh (19,% su base annua). Nei restanti 22 giorni con il sistema corto (SCS<), sono stati scambiati 2,4 milioni di MWh, di cui il 79,5% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 22,79 /MWh (17,7%). Complessivamente l 82,8% dei volumi scambiati (2,8 milioni di MWh) è stato determinato dall azione di RdB ed il restante 17,2% da scambi tra operatori, pari a 577 mila MWh, minimo da marzo 214. 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 22,62 (17,9%) 22,22 22,79 Acquisti. MWh (+36,7%) RdB (+11,9%) Operatori (5,6%) Vendite. MWh (+36,7%) RdB (3,3%) Operatori (+11,8%) Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente 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 26, 12, Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen A. T. 213/14 A. T. 214/15 27, N. 26, 17/31 16/28 2/31 2/3 23/31 19/3 15/31 11/31 6/3 9/31 18/3 15/31 9/31 N. 26, 14/31 12/28 11/31 1/3 8/31 11/3 16/31 2/31 24/3 22/31 12/3 16/31 22/31 /MWh Volumi Prezzi MWh MWh MWh 2. MWh MWh NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 79 PAGINA 25 PAGINA 13 13

14 mercato gas italia Nel Comparto G1 della PBGas, a gennaio sono stati scambiati 133 mila MWh di gas naturale ad un prezzo medio di 23,82 / MWh. Nelle sessioni con scambi di gas naturale, il Responsabile del Bilanciamento ha presentato un offerta in acquisto soddisfatta dalle vendite degli operatori nelle zone Import, Stogit e le due Tabella 2: Piattaforma di Bilanciamento Comparto G1 Import Edison Stoccaggio Stogit nuove zone G+1 e G+N. La zona Stogit si conferma la zona più liquida con 73 mila MWh (pari al 55,2% del totale) scambiati ad un prezzo medio di 22,72 /MWh, anch esso in linea con le quotazioni al PSV. Zone Reintegro Stogit G+1 G+N Totale Fonte: dati GME Prezzo. /MWh 24,77 22,72 22,63 22,63 23,82* Volumi. MWh Operatori. N * Media aritmetica dei prezzi massimi zonali giornalieri NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 79 PAGINA 25 PAGINA 14 14

15 mercati energetici europa Tendenze di prezzo sui mercati energetici europei A cura del GME Il primo mese del 215 conferma lo scenario fortemente ribassista che ha caratterizzato i mercati dei combustibili tradizionali nella seconda parte del 214. Il prezzo del Brent scende infatti al livello minimo dalla primavera del 29, descrivendo il settimo calo mensile consecutivo e trascinando con sé le quotazioni dei due principali prodotti derivati, gasolio e olio combustibile. Tutti i principali hub europei del gas confermano la tendenza al ribasso nuovamente consolidata dallo scorso autunno e così la maggior parte delle borse elettriche europee. In uno scenario economico che stenta a mostrare cenni stabili di ripresa, il prezzo spot del Brent segna il settimo calo congiunturale consecutivo (48 $/bbl, 24%) e una più ampia flessione tendenziale (56%) e scende al livello minimo da marzo del 29, descrivendo così la serie negativa più lunga dalla fine degli anni 8. Seguono l andamento della commodity di riferimento i prezzi di olio combustibile e gasolio (rispettivamente 238 $/MT, 473 $/MT), quest ultimo in discesa più rallentata (17% su dicembre scorso). Per quanto pesantemente rivalutate al ribasso (1/2%), le aspettative degli operatori per i mesi di prossima consegna sembrano essere più ottimistiche rispetto allo scenario attuale, con valori compresi tra i 5/51 $/bbl nel brevemedio termine e i 62 $/bbl nel lungo termine. In linea col comune contesto ribassista e con la sua storia recente, il prezzo europeo del carbone segna un deciso decremento mensile e si attesta a 58 $/MT (18%, 31%), disattendendo le aspettative di un ribasso più contenuto espresse dagli operatori alla fine dello scorso anno. In flessione anche le quotazioni future, con i riferimenti dei prodotti di prossima consegna allineati al prezzo di gennaio. Scende ai minimi dall autunno del 23 il cambio eurodollaro (1,16, 5%, 15%), approssimandosi al valore raggiunto nell anno di istituzione della moneta unica europea. Assorbono la forte tendenza ribassista le quotazioni a termine, che nel prodotto annuale mostrano tuttavia leggeri segnali di ripresa rispetto alle condizioni presenti. Nella conversione in euro dei prezzi delle commodity, l andamento del cambio evidenzia riduzioni di entità ugualmente rilevante, sebbene più contenuta. Newsletter Gennaio 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 Gen 15 2 FUEL ultima quot. future M1 Feb 15 Mar 15 Apr PETROLIO $/bbl 47,89 crude 24 oil % 56 % 59,86 5,32 18 % 5,8 2 % 51,25 62,41 1 % Brent FOB /bbl 41,13 brent 19 crude % future 49 % 43,26 43,4 44,3 53,36 OLIO COMB. $/MT 237,84 fuel 26 oil% 6 % 266,59 248,55 19 % 252,14 19 % 256,14 38,4 3 %.1 FOB Barge /MT 24,25 FO 1.% 21 % NWE 53 % 213,67 216,71 22,8 263,37 GASOLIO $/MT 472,51 gasoil 17 % 48 % 52,75.1 FOB ARA /MT 45,78 gasoil 13 future % 39 % CARBONE $/MT 57,58 coal 18 % 31 % 67,11 57,77 16 % 57,15 17 % 57,35 6,74 11 % ARA Stm 6K C /MT 49,45 API2 14 CIF % 19 % 49,66 49,12 49,27 51,93 CAMBIO $/ USD/EUR 1,16 FX 5 % 15 % 1,16 5 % 1,16 5 % 1,16 1,17 5 % 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 79 PAGINA 25 PAGINA ,8 1,7 1,6 1,5 1,4

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 FUEL UdM Gen 15 1 ultima 18,73 quot. 18,51 % 17,53 1 % Var 17,28 M1 Var 11,92 M1 FUEL Feb 15 Mar 15 Apr % IO COMB. Tabella 1: $/MT Greggio e combustibili, 64,78 fuel quotazioni + oil 3 % + mensili 3 % future spot 623,93 M1 e a termine. Media 612,95 aritmetica. + 1 % 67,12 + % 65,6 577,8 % 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 Gennaio fuel + 1.% + 1 oil 3 % 15 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 % PETROLIO $/bbl 47,89 crude 24 oil 56 59,86 5,32 18 % 5,8 2 % 51,25 62,41 1 % Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica. SOLIO.1 FOB Brent Barge FOB $/MT /MT /bbl 9,5 463,4 41,13 gasoil FO brent + 21.% 19 1 % crude NWE future % 933, 43,26443,36 917,93 43,4 2 % 439,15 916,94 44,3 2 % 437,67 915,18 53,36 417,32 mercati OLIO COMB. FUEL $/MT UdM energetici 237,84 Gen 15 2 fuel 26 oil FUEL ultima quot. 6 europa GASOLIO Tabella 1: Greggio $/MT e combustibili, 9,5 quotazioni 2 mensili 1 future 266,59 spot 933, M1 Feb 248,55 15 e a termine. Media 917,93 19 % Mar 252,14 15 aritmetica. 2 % 916,94 19 % Apr 256, % 915, ,4 3 % FOB ARA /MT Quotazioni 65,91 a pronti gasoil 4 % future 8 % 663,95 Quotazioni 663,25 a termine 661,99.1 FOB Barge /MT 24,25 FO 1.% 21 % NWE 53 % 213,67 216,71 22,8 263,37 RBONE.1 FOB ARA /MT 65,91 gasoil 4 future 8 663,95 663,25 661,99 GASOLIO $/MT $/MT 75,45 Quotazioni 472,51 coal a pronti gasoil 217 % % 52,75 75, 76,9 1 % 75,36 Quotazioni a termine 2 % 75,51 81,1 1 % PETROLIO FUEL UdM $/bbl Mar 47,89 14 crude Var 24 M1 oil % Var 56 M12 FUEL % ultima 59,86quot. 5,32 18 % 5,8 2 % 51,25 62,41 1 % A CARBONE Stm 6K.1 $/MT 75,45 coal , 76,9 1 % 75,36 2 % 75,51 81,1 1 % Brent FOB FOB C ARA /MT /MT /bbl 54,57 45,78 41,13 API2 gasoil brent 4 13 CIF 19 % future crude % future % future M1 Apr 14 43,26 55,4 Mag 14 43,4 54,51 Giu 14 44, ,62 53,36 58,64 ARA 2 Stm CARBONE 6K C /MT 54,57 57,58 FUEL UdM Gen 15 API2 coal 18 4 CIF 316 ultima 67,11quot. 57,7755, ,15 54, ,35 54,62 Var M1 6,74 11 Var 58,64 % MBIO $/ OLIO COMB. USD/EUR$/MT 1,38237,84FXfuel oil % M1 FUEL + 67 % 266,59 248,55 Feb 151,38 19 % 252, Mar % ,38 % 256,14 Apr % 1,38 38, % 1, % future M1 CAMBIO PETROLIO ARA $/ Stm 6K USD/EUR C $/bbl /MT 1,38 18,38 49,45 FX API2 crude CIF % oil % 18,73 49,66 18,51 1,38 + % 1 % 49,12 17,53 1,38 1 % + 49,27 1 % 17,28 1,38 51,93 11,92 1,38 %.1 FOB Barge /MT 24,25 FO 1.% 21 NWE ,67 216,71 22,8 263, % USD Brent CAMBIO $/ USD/EUR 1,16 FX ,16 5 % 1,16 5 % 1,16 1,17 5 % FX USD GASOLIO FOB /bbl 1, $/MT 78,38 FX 1, 472,51 brent USD FX gasoil USD % 17 3 crude % future 48 7 % 52,75 78,491, 1, 77,78 1, 1, 77,6 1, 1, 73,71 1, 1, PETROLIO $/bbl 47,89 crude 24 oil % 56 59,86 5, ,8 2 % 51,25 62,41 OLIO FX USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1, 1 %.1 COMB. FOB ARA $/MT /MT 64,78 45,78 fuel gasoil + 13 oil 3 future % % 623,93 612, % 67,12 + % 65,6 577,8 % Brent FOB /bbl 41,13 brent 19 crude % future 49 43,26 43,4 44,3 53,36 afico Grafico.1 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media Grafico 1: CARBONE FOB Greggio Barge OLIO 1: COMB. e /MT tasso $/MT e $/MT di 463,4 di cambio, 57,58 FO coal + 1.% 237,84 andamento 18 1 % NWE 313 % fuel 26 oil% 6 % mensile 67,11 266,59dei dei prezzi prezzi 57,77 443,36 248,55 spot spot 16 % e a e 19 termine. a termine. 57,15 439, ,14 Media Media % 57,35 19 aritmetica. aritmetica. 437,67 6,74 417,32 11 % % 256,14 38,4 3 % GASOLIO Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile prezzi spot e a termine. Media aritmetica. ARA Stm 6K C $/MT /MT 9,5 49,45 gasoil API CIF % 191 % 933, 49,66 917,93 2 % 49,12 916,94 2 % 49,27915,18 51,93.1 FOB Barge /MT 24,25 FO 1.% 21 % NWE 53 % 213,67 216,71 22,8 263,37 bbl.1 $/bbl $/bbl CAMBIO FOB ARA $/ USD/EUR /MT 65,91 1,16 gasoil FX 45 % future 158 % 1,16 663,95 5 % 1,16663,25 5 % 1,16 661,99 1,17 GASOLIO $/MT 472,51 gasoil 17 % 48 52,75 $/ 5 % $/ $/ CARBONE 13 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 % 13.1 FOB ARA /MT 45,78 gasoil 13 future % 39 % 1,9 1,9 ARA 12 Stm 6K C /MT 54,57 API2 4 CIF % 16 % 55,4 54,51 54,62 58,64 CARBONE $/MT 57,58 coal 18 % 31 67,11 57,77 16 % 57,15 17 % 57,35 6,741,8 11 % 12 CAMBIO 11 ARA Grafico $/ Stm 6K 1: Greggio USD/EUR C /MT e tasso 1,38 49,45 di cambio, FX+ 1 API2 14 andamento % + 7 % CIF % 19 mensile dei prezzi spot 1,38 49,66 e a termine. + 1 % Media 1,38 49,12 aritmetica. + 1 % 1,38 1, % 49,27 51,93 1,8 1,7 1,8 FX USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1, 1 CAMBIO $/ USD/EUR 1,16 FX 5 % 15 % 1,16 5 % 1,16 5 % 1,16 1,17 5 % $/bbl 11 $/ 1,6 1,7 9 FX USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1, 1,7 13 1,9 Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1, ,6 1,8 Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,4 1,6 $/bbl 7 11 $/ 9 1,7 1,3 1,5 136 $/bbl 1,9 1 $/ 1, ,6 1,21,9 12 1,4 9 1, ,5 1,11,8 1, ,7 1, ,4 1,7 1, ,3 1,6 1,2 6 1,6 1 Grafico : Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. Fonte: 3 4 5ThomsonReuters , , ,5 1, $/MT $/bbl ,1 1, ,4 215 Grafico 2: 21 Prodotti petroliferi, 211 andamento mensile 212 dei prezzi spot 213 e a termine. Media 214 aritmetica , ,3 Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica 12 $/MT 5 1,2 afico 2: $/bbl 6 1 Grafico 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, , MT 8 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 1 $/bbl Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Grafico Grafico 4 3: 5 Coal, 63: 7 Coal, 8 9andamento mensile dei 6 7 prezzi spot e e a 1 termine. a 2 3 4Media 5 6 Media 7aritmetica. 8 9 aritmetica Fonte: ThomsonReuters $/MT $/MT Grafico 14 afico 3: 6 Coal, 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica 14 andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. Grafico 3: 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica /MT $/MT $/MT Fonte: ThomsonReuters NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 16 16

17 mercati energetici europa Dopo quattro mesi di lievi fluttuazioni, a gennaio sui principali hub europei del gas si osservano i consueti cali stagionali, la cui inattesa intensità sembra tuttavia spiazzare le previsioni espresse a dicembre. Il TTF mantiene il primato in competitività (19,67 /MWh) e stacca al ribasso il punto di scambio italiano Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica GAS Area Gen 15 Quotazioni a pronti ( /MWh) 2 ultima quot. future M1 sempre al di sopra degli altri (23 /MWh) di circa 3 / MWh, mantenendo quindi inalterato il reciproco differenziale. Pesantemente aggiustate al ribasso, le quotazioni dei prodotti a termine paiono preavvisare prezzi stabili nei prossimi mesi (2/23 /MWh, 11/13%). Newsletter Gennaio 15 Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2) Feb 15 Quotazioni a termine ( /MWh) Mar 15 Apr 15 GY 215/16 PSV IT 22,58 12 % 17 % 24,45 22,81 TTF NL 19,67 13 % 25 % 21,5 19,89 13 % 19,76 2,18 11 % CEGH AT 2,69 13 % 22 % 22,45 2,9 NBP UK 2,46 12 % 24 % 21,85 2,65 12 % 2,24 12 % 19,85 2,72 11 % /MWh Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Fonte: ThomsonReuters Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) Assecondano le dinamiche osservate nei mercati dei Area Gen 15 Var Paese Gestor M12 ultima quot. combustibili di riferimento i prezzi quotati sulle e principali future M1 borse elettriche europee, che infatti segnano in generale ampie ITALIA 51,1 14 % 14 % 56,3 riduzioni rispetto a entrambi i riferimenti temporali (29/52 / FRANCIA 41,33 2 % + 6 % MWh, 2/14%, 8/2%). Nello specifico, il prezzo tedesco GERMANIA 28,72 13 % 2 % scende SPAGNA a 29 /MWh (13%), 51,6 complici + 9 il % ridotto + 53 costo % del carbone e il sempre AREA SCANDINAVA più frequente 3,8 ricorso a fonti 5 % di energia 1 % rinnovabili, e si separa AUSTRIA maggiormente 29,24 dalla Francia 12 % praticamente 2 % ferma sui 41 /MWh. SVIZZERA Al netto del riferimento 44, + spagnolo, 4 % 8 % che ultimamente è soggetto a una elevata volatilità (52 /MWh, +53% su base annua), il prezzo francese è altresì l unica Feb 15 Mar 15 Apr quotazione a segnare un aumento tendenziale (+9%), in pari col forte aumento dei 52,8 1 % 48,9 1 % 45,4 45,8 12 % volumi scambiati su borsa (+71%). In linea con la discesa di petrolio e gas, il prezzo italiano scende a 51 /MWh (14%, 14%), secondo valore più basso dall istituzione della borsa per i mesi invernali. Scenari ribassisti si propongono anche per i prossimi mesi, legati a quotazioni future generalmente più basse dello spot. IT Borsa Ita 44,7 FR EEX 39,36 43,89 17 % 39,53 12 % 35,63 38,1 DE EEX 32,2 34,23 12 % 31,37 8 % 3,72 31,81 nome ES Borsa OMIP Ita 46,93 47,74 + % 4, % 34,99 45,26 nome NO EEX Nasdaq 3,75 31,47 9 % 28,39 12 % 27,36 28,64 nome Nasdaq nome OMIP /MWh NEWSLETTER 212 NEWSLETTER DEL 213 GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA PAGINA