NEWSLETTER del. n.89 gennaio '16. Mario Cirillo - 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.89 gennaio '16 approfondimenti La riforma tariffaria e il futuro modello di produzione e consumo Mario Cirillo REFE La riforma delle tariffe domestiche dell energia elettrica rappresenta un passaggio importante in un sistema energetico per cui si prevede una profonda trasformazione, dominato da tecnologie di generazione distribuita, ad elevata efficienza, alimentate da fonti rinnovabili e che integrano la produzione di elettricità e calore. Gli impatti positivi della riforma sull impiego di tecnologie efficienti quali pompe di calore e cucine elettriche sono rilevanti. Tuttavia, non sono trascurabili gli effetti, questa volta negativi, sugli investimenti in impianti di generazione rinnovabile di scala domestica, sia che questi siano abbinati alle suddette tecnologie efficienti, sia che siano realizzati in contesti abitativi in cui è impiegato il gas naturale. Il nodo della progressività e gli obiettivi di efficienza energetica Buona parte del dibattito sulla riforma delle tariffe domestiche dell energia elettrica si è giustamente concentrata sulle ricadute della redistribuzione dei costi di rete e degli oneri generali sulle famiglie con bassi livelli di consumo. Da un lato si è fatto notare come la struttura demografica sia cambiata negli ultimi decenni, e come il vecchio sistema di tariffe progressive non necessariamente producesse benefici per gli utenti indigenti, o meglio che la platea di clienti sussidiati non comprendesse unicamente quelli in condizioni di disagio economico o povertà energetica. Dall altro, è evidente come quest ultima categoria di clienti sia necessariamente toccata dalla riforma, per cui la nuova regolazione è stata approvata congiuntamente alla decisione di neutralizzare gli effetti negativi sugli utenti in disagio economico attraverso una revisione del bonus elettrico. Tuttavia, è opportuno richiamare il fatto che la riforma è deliberata in attuazione del DLgs 12/214 che attua l ultima Direttiva UE sulla promozione dell efficienza energetica, e che impone la rimozione di eventuali ostacoli tariffari alle tecnologie efficienti di produzione e consumo dell energia. Tecnologie come le pompe di calore, le cucine elettriche a induzione o i veicoli elettrici rappresentano alcuni dei pilastri di un nuovo modello di sistema energetico a bassa intensità di carbonio, assieme alle tecnologie di generazione elettrica distribuita, gestite prevalentemente proprio dai consumatori finali, e che oggi sono sostenute prevalentemente da agevolazioni tariffarie. In effetti, le une e le altre tecnologie sono complementari nel disegno del futuro sistema energetico. Attraverso l elaborazione e analisi di una serie di casitipo, ci si chiede, perciò, quali siano gli impatti della riforma appena approvata sulle une e sulle altre. I contenuti della riforma La riforma redistribuisce secondo criteri di costreflectivity gli oneri di rete e gli oneri generali del sistema elettrico, che attualmente pesano complessivamente per il 24% della bolletta di un utente domestico medio (servito in regime di Maggior Tutela), con consumi di 27 kwh/anno 1 e più del 55% della bolletta di un utente (servito in regime di Maggior Tutela) con consumi di circa 75 kwh/anno 2. continua a pagina 3 in questo numero REPORT/ ANNO 215 Mercato elettrico Italia pag 2 Mercato gas Italia pag 1 Mercati energetici Europa pag 14 Mercati per l'ambiente pag 18 APPROFONDIMENTI La riforma tariffaria e il futuro modello di produzione e consumo Di Mario Cirillo REFE NOVITA' NORMATIVE pagina 35 APPUNTAMENTI pagina 43

2 mercato elettrico italia Gli esiti del mercato elettrico A cura del GME Nel 215, gli scambi di energia elettrica nel Mercato del Giorno Prima tornano a crescere (+1,8%) ponendo fine alla lunga fase calante iniziata nel 211. Ripartono, dal minimo storico del 214, anche le vendite delle unità di produzione nazionali (+,6%), e soprattutto quelle nel meridione (+14,%), nonostante la forte crescita delle importazioni (+7,9%) ai massimi degli ultimi dieci anni. Si arresta, invece, la fase espansiva delle vendite degli impianti da fonti rinnovabili (11,4%) che rilanciano quelle degli impianti a gas (+2,4%). La liquidità del mercato, sostenuta prevalentemente dagli operatori non istituzionali, guadagna quasi 2 punti percentuali sull anno precedente e si attesta a 67,8%. Il prezzo di acquisto dell energia nella borsa elettrica (PUN), dopo le flessioni in doppia cifra registrate nei due anni precedenti, si stabilizza a 52,31 /MWh, pochi centesimi sopra il minimo storico del 214. I prezzi di vendita zonali confermano, ormai da una triennio, una sostanziale convergenza sempre con l eccezione della Sicilia che però riduce sensibilmente lo spread con le altre zone. Nel Mercato a Termine dell energia elettrica, il prodotto più scambiato, l Annuale 216 baseload, chiude il periodo di trading a 46,33 /MWh. Nella Piattaforma conti energia a termine, dove le transazioni registrazioni per la prima volta dall avvio del 27 segnano un lieve flessione, il turnover raggiunge un record storico a quota 2,7. REPORT 215 MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP) Il prezzo medio di acquisto dell energia nella borsa elettrica (PUN), con un leggero rialzo (+,23 /MWh; +,4%) rispetto al minimo storico del 214, si porta a 52,31 /MWh arrestando il deciso trend ribassista registrato nel biennio precedente (Tabella 1, Grafico 1). Anche l analisi per gruppi di ore rivela contenute variazioni rispetto al 214: nelle ore di picco, con un ribasso di,24 /MWh (,4%), il prezzo di acquisto scende sui livelli più bassi di sempre a quota 59,28 /MWh, mentre nelle ore fuori picco segna un rialzo di,4 /MWh portandosi a 48,58 /MWh (+,8%). Il rapporto prezzo picco/baseload, pari a 1,13, resta pertanto quasi perfettamente allineato ai livelli più bassi di sempre dei quattro anni precedenti. Il prezzo orario massimo, pari a 144,57 /MWh, si registra alle ore 1 di giovedì 23 luglio, e risulta il minimo storico tra i massimi annuali; il prezzo orario più basso, pari a 5,62 /MWh, si registra alle ore 15 di domenica 1 maggio. In flessione anche la volatilità del prezzo di acquisto, con il coefficiente di variazione (CV=,25) in calo di 5 punti percentuali rispetto al triennio Tabella 1: MGP, dati di sintesi Prezzo medio di acquisto Volumi medi orari Liquidità Var vs 214 Borsa Sistema Italia /MWh /MWh /MWh % MWh Var vs 214 MWh Var vs 214 Baseload 52,31 52,8,23,4% ,7% ,8% 67,8% 65,9% Picco 59,28 59,52,24,4% ,4% ,7% 68,9% 66,5% Fuori picco 48,58 48,18,4,8% ,9% ,6% 67,% 65,5% Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN) /MWh Baseload Picco Fuori Picco 114,38 18,73 14, ,71 69,77 87,8 86,99 86,28 83,5 82,71 74,75 76,77 7,99 72,23 75,48 7,97 63,72 64,12 58,59 72,53 62,99 59,52 59,28 43,18 57,6 52,8 57,34 58,75 53, 53,41 52,31 48,18 48, NEWSLETTER DEL GME 216 NUMERO 89 PAGINA 2

3 mercato elettrico italia (continua) I prezzi di vendita segnano rialzi attorno ai 2 /MWh (+4% circa) nelle zone continentali, mentre si riducono nelle zone insulari. In Sardegna, con una flessione di 1,33 /MWh (2,2%), il prezzo di vendita scende al suo minimo storico, pari a 51,6 /MWh, consolidando definitivamente la convergenza con le quotazioni peninsulari oscillate tra i 52,71 /MWh del Nord e il 49,42 /MWh del Sud che ormai dal 29 si conferma la zona più virtuosa. Più intensa appare, invece, la flessione del prezzo in Sicilia dove, in Grafico 2: MGP, prezzi di vendita virtù dell entrata in vigore, ad inizio anno, della 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, il prezzo registra il record storico a 57,53 /MWh riducendo drasticamente il differenziale con le zone meridionali dagli oltre 3 /MWh del biennio a poco più di 8 /MWh (Grafico 2). REPORT 215 /MWh Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna Gli scambi di energia elettrica nel Mercato del Giorno Prima, in costante flessione nei precedenti quattro anni, nel 215 registrano un aumento dell 1,8% portandosi a 287,1 milioni di MWh. Più decisa la ripresa dell energia scambiata nella borsa elettrica, supportata soprattutto dagli operatori non istituzionali nazionali ed esteri, che sale a 194,6 milioni di MWh (+4,7%), livello più alto nell ultimo quinquennio, dopo il picco del 213. Piuttosto depressi ed in calo, gli scambi over the counter registrati sulla PCE e nominati su MGP, scesi a 92,5 milioni di MWh (3,7%). Pertanto la liquidità del mercato guadagna 1,9 punti percentuali e sale a 67,8% (Tabelle 23, Grafico 3). Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica Borsa ,7% 67,8% Operatori ,3% 39,% GSE ,% 13,9% Zone estere ,% 14,9% Saldo programmi PCE,% Contratti bilaterali ,7% 32,2% Zone estere ,2% 2,7% Zone nazionali ,6% 29,5% Saldo programmi PCE MWh Variazione Struttura VOLUMI VENDUTI ,8% 1,% VOLUMI NON VENDUTI ,2% OFFERTA TOTALE ,2% Borsa ,7% 67,8% Acquirente Unico ,3% 11,% Altri operatori ,8% 37,5% Pompaggi ,8%,% Zone estere ,2% 1,5% Saldo programmi PCE ,2% 17,8% Contratti bilaterali ,7% 32,2% Zone estere ,7%,% Zone nazionali AU ,3% 1,1% Zone nazionali altri operatori ,2% 39,8% Saldo programmi PCE MWh Variazione Struttura VOLUMI ACQUISTATI ,8% 1,% VOLUMI NON ACQUISTATI ,9% DOMANDA TOTALE ,1% NEWSLETTER DEL GME 216 NUMERO 89 PAGINA 3

4 mercato elettrico italia (continua) Grafico 3: MGP, volumi e liquidità TWh Borsa Fuori borsa Liquidità (scala dx) ,6% 14, ,2 133,3 69,% 1,4 119,1 18,7 131,1 12, 82,3 67,1% 2 68,% 96,1 92,5 67,8% 74,5% 72,% 69,5% 67,% REPORT ,8% 23, 196,5 221,3 232,6 213, 62,6% 199,5 18,3 178,7 26,9 65,9% 185,8 194,6 64,5% 62,% 5 59,6% 57,9% 59,8% ,5% 57,% Gli acquisti nazionali di energia elettrica, pari a 282,7 milioni di MWh, aumentano dell 1,5% rispetto al minimo storico dell anno precedente; a livello territoriale, la crescita interessa le zone centrali del continente ed il meridione; stabile il Nord (,4%), in calo le isole (Sardegna: 13,1%; Sicilia: 22,3%). In crescita gli acquisti sulle zone estere (esportazioni) ai massimi degli ultimi sette anni con 4,4 milioni di MWh (+25,7%) (Tabella 4). In ripresa dal minimo storico di un anno fa, anche le vendite delle unità di produzione nazionali di energia elettrica che salgono a 236,5 milioni di MWh (+,6%); la crescita è trainata solo dal Sud (+14,%), stabili o in calo le vendite in tutte nelle altre zone, in evidenza il Nord (3,2%). Ai massimi dell ultimo decennio, invece, le vendite sulle zone estere (importazioni), che con un aumento del 7,9% si attestano a 5,7 milioni di MWh (Tabella 4). Tabella 4: MGP, volumi zonali Offerte Vendite Acquisti Totale Media Oraria Var Totale Media Oraria Var Totale Media Oraria Var Nord ,2% ,2% ,4% Centro Nord ,7% ,7% ,7% Centro Sud ,7% ,1% ,7% Sud ,7% ,% ,6% Sicilia ,2% ,5% ,1% Sardegna ,5% ,3% ,3% Totale nazionale ,% ,6% ,5% Estero ,1% ,9% ,7% Sistema Italia ,2% ,8% ,8% Nel 215 le vendite da impianti a fonte rinnovabile, in costante crescita dal 21, segnano una decisa inversione di tendenza e scendono a 89,4 TWh (erano 1,9 TWh nel 214 e 91,4 TWh nel 213). La flessione riguarda tutte le fonti rinnovabili eccetto la geotermica (+5,1%). Segnano, per contro, una decisa ripresa le vendite da impianti a fonte tradizionale trainate in particolare dagli impianti a gas che, dopo aver raggiunto il loro minimo storico nel 214, mettono a segno un incremento annuo del 2,4%. Pertanto la quota delle fonti rinnovabili scende al 37,8% (42,9% nel 214) a vantaggio di quella degli impianti termoelettrici tradizionali, con la quota del gas che sale al 38,4% (+6,3 punti percentuali) (Grafico 4 e 5). NEWSLETTER DEL GME 216 NUMERO 89 PAGINA 4

5 mercato elettrico italia (continua) 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% 715 +,4% ,% ,7% ,5% 832,5% ,5% Gas ,4% ,3% ,4% ,7% ,9% 51 +2,4% ,4% Carbone ,7% 2 92,6% ,1% 28 13,6% ,6% Altre ,8% ,6% 195 1,3% 1.948,1% 9 1,8% ,8% 3.422,1% Fonti rinnovabili ,8% ,3% ,5% ,4% ,2% 287 +,9% ,4% Idraulica ,6% ,1% 433 6,9% ,1% ,9% 4 2,1% ,5% Geotermica ,1% 1,% ,1% Eolica 1 +46,2% 14 2,7% ,6% ,6% 36 +7,3% 157,6% ,5% Solare e altre ,4% 318 9,6% 34 8,% ,1% ,7% 9 +5,2% ,5% Pompaggio ,2% 1 +3,4% 55 +1,% 98,4% 1 75,1% ,1% REPORT 215 Totale ,2% ,7% 3.298,1% ,% ,5% 1.119,3% ,6% Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 5: MGP, quota rinnovabili Tra parentesi sono indicati i valori dello stesso mese dell'anno precedente MARKET COUPLING Nel mese di febbraio 215 è stato avviato con successo il market coupling sulle frontiere italiane. Le frontiere italoaustriaca, italofrancese e italoslovena sono state accoppiate con il MultiRegional Coupling (MRC), collegandosi alla maggior parte dei mercati elettrici dell UE, dalla Finlandia al Portogallo e alla Slovenia. Nell anno il market coupling ha allocato sulla frontiera settentrionale, mediamente ogni ora, una capacità di MWh, di cui MWh sul confine francese (74,% del totale), 189 MWh su quello austriaco e 446 MWh su quello sloveno, con un flusso di energia in import per oltre il 93% delle ore (Tabella 6). La capacità disponibile in import (NTC) aumenta su tutte le frontiere (+5,6% su quella slovena, +19,% sulle altre due). Sulle frontiere francese e austriaca è stato allocato, attraverso il market coupling, rispettivamente il 62,% e il 61,8% della capacità disponibile, lasciando all asta esplicita il 3,4% ed il 34,7%. Sulla frontiera slovena, invece, la NTC è stata allocata per l 81,4% tramite market coupling (86,5% nel 214) e solo per il 2,6% tramite asta esplicita (Grafico 7). NEWSLETTER DEL GME 216 NUMERO 89 PAGINA 5

6 mercato elettrico italia (continua) Tabella 6: Esiti del Market Coupling Frontiera ItaliaFrancia ItaliaAustria X F RX A U Grafico 6: Capacità allocata in import per frontiera Import Export Limite* Flusso* Frequenza Saturazioni Limite* Flusso* Frequenza Saturazioni MWh MWh % ore % ore MWh MWh % ore % ore ,2% 83,9% ,9%,4% ,4% 99,1% ,5%,4% ItaliaSlovenia SLOVBSP ,9% 64,4% ,5%,3% (57) (464) (93,9%) (73,7%) (634) (23) (5,6%) (,4%) Tra parentesi il valore dell'anno precedente *Valori medi orari REPORT 215 ItaliaFrancia ItaliaAustria ItaliaSlovenia TWh TWh TWh, 4, 8, 12, 16, 2, 24,,,4,8 1,2 1,6 2, 2,4,,5 1, 1,5 2, 2,5 3, 3,5 4, 4,5 5, ,% 3,4% 7,7% ,8% 34,7% 3,6% ,4% 2,6% 16,% ,8% 4,2% ,8% 5,2% ,5%,1% 13,4% Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) Nel mese di febbraio 215, si sono avviate le modifiche al mercato infragiornaliero con le quali: i periodi rilevanti contrattabili sul MI3 sono estesi all'intervallo 924, ampliando il vecchio range 1224; i periodi rilevanti contrattabili sul MI4 sono conseguentemente estesi all'intervallo 1224, ampliando il vecchio range 1724; si introduce il MI5, sul quale risultano contrattabili i periodi rilevanti Nelle cinque sessioni del Mercato Infragiornaliero (MI) i prezzi di acquisto sono oscillati tra 51,15 /MWh di MI2 e 58,24 /MWh di MI5. Le sessioni MI1 e MI2, le uniche per cui è possibile il confronto su base annua, mostrano modeste variazioni sul 214 e livelli più bassi rispetto al prezzo di acquisto di MGP (PUN) (Tabella 7 e Grafico 8). I volumi di energia scambiati nelle cinque sessioni del Mercato Infragiornaliero, dopo le flessioni del biennio , tornano a crescere (+9,3%) e salgono a 24,9 milioni di MWh, livello prossimo al massimo storico del 212 (Tabella 7 e Grafico 8). Tabella 7: MI, prezzi medi e confronto con MGP Prezzo medio d'acquisto /MWh variazione variazione MGP (124 h) 52,31 52,8 +,4% ,8% MI1 (124 h) 51,54 52,13 1,1% ,6% (1,5%) MI2 (124 h) 51,15 51,3 +,2% (2,2%) MI3 54, MI3 (1324 h) 53,7 53, MI3 (924 h) 54, Volumi medi orari MWh MI4 53,36 29 MI4 (1724 h) 58,27 59, MI4 (1324 h) 52, ,9% MI5 (1724 h) 58, NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore) NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 89 PAGINA 25 PAGINA 6 6

7 mercato elettrico italia Grafico 7: MA/MI, prezzi medi e volumi scambiati REPORT 215 MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO exante (MSD exante) Nel 215, sul Mercato dei Servizi di dispacciamento exante a salire gli acquisti di Terna interrompono il trend al rialzo, in atto negli ultimi tre anni, attestandosi a 9,8 milioni di MWh (3,4% sul 214). In aumento, invece, le vendite di Terna nel mercato a scendere pari a 5,2 milioni di MWh (+11,3%) (Grafico 9). Grafico 8: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere TWh Vendite di Terna Acquisti di Terna 16 14,3 14,6 14,6 14, ,1 12,5 12,2 11,6 12, 12 11,3 11,6 1 9, 1,2 9, , 4,9 4,7 3,7 6,2 5,1 4,7 5, NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 89 PAGINA 25 PAGINA 7 7

8 mercato elettrico italia MERCATO A TERMINE DELL ENERGIA (MTE) Sul Mercato a Termine dell energia (MTE), nel 215, si assiste alla totale scomparsa delle registrazioni di transazioni O.T.C. (erano 53 nel 214) e alla drastica riduzione delle negoziazioni fermatesi a 252 (circa la metà rispetto al 214) in cui si sono scambiati 1.4 contratti (erano l anno precedente), pari a 5,1 milioni di MWh (72,4%). Le posizioni aperte a fine anno ammontavano a MW (85,5%) (Tabella 8 e Grafico 1). Come l anno precedente, il prodotto su cui si è concentrato il maggior numero di negoziazioni, oltre i due terzi del totale, è stato l Annuale 216 che ha chiuso il periodo di trading con un prezzo pari a 46,33 /MWh per il baseload e 52,49 /MWh per il peakload ed una posizione aperta complessiva di 4,2 TWh. REPORT 215 Tabella 8: MTE, prodotti negoziati nel 215 Mensili Trimestrali Annuali N. Var. ass. N. Var. ass. MWh Var. % N. Var. ass. N. Var. ass. MWh Var. % MWh Var. % 215BLM 214BLM ,9% ,9% 215BLQ 214BLQ ,8% ,8% 215BLY 214BLY ,1% ,% ,6% Totale ,7% ,% ,5% Mensili Trimestrali Annuali PRODOTTI BASELOAD MERCATO OTC TOTALE Negoziazioni Contratti Volumi Transazioni Contratti PRODOTTI PEAK LOAD N. Var. ass. N. Var. ass. MWh Var. % N. Var. ass. N. Var. ass. MWh Var. % MWh Var. % 215PLM 214PLM ,2% ,2% 215PLQ 214PLQ ,9% ,% ,8% 215PLY 214PLY ,% ,% Totale ,3% ,% ,6% Volumi Volumi MERCATO OTC TOTALE Negoziazioni Contratti Volumi Transazioni Contratti Volumi Volumi TOTALE ,4% ,% ,2% Grafico 9: MTE, evoluzione dei volumi scambiati TWh 48, 4, 32, 24, 16, 8,, Annuali 23,5 1,5 33, 13,8 26, 21,6 17,4 7,5 4, TWh 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Trimestrali,7 6,5 4,7,,4,5, TWh 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, Mensili,4,2 2,2,9,1,5,1, Mercato OTC NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 89 PAGINA 25 PAGINA 8 8

9 mercato elettrico italia PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE) Nella Piattaforma conti energia a termine (PCE) le transazioni registrate, per la prima volta dall avvio del 27, segnano una lieve flessione sull anno precedente attestandosi 381,4 milioni di MWh (,6%). Nel dettaglio, prosegue, invece, la crescita delle transazioni derivanti da contratti bilaterali, salite a 351,7 milioni di MWh (+2,2%). I contratti nonstandard, anche nel 215, sono i più utilizzati dagli operatori (61,2% del totale), con un incremento del 2,% sull anno precedente. Tra i contratti standard, anch essi in aumento del 2,5%, i più liquidi sono ancora quelli con profilo baseload (+9,8%). Le transazioni registrate sulla PCE derivanti da negoziazioni concluse su Mercato elettrico a termine (MTE), pari a 29,7 milioni di MWh, subiscono invece una pesante contrazione (24,9%) con la quota sul totale delle registrazioni che scende al 7,8% (era 1,3% nel 214 e 12,4% nel 213). Come nei quattro anni precedenti, anche nel 215 non è registrata alcuna transazione derivante dalla piattaforma Consegna Derivati Energia (CDE) (Tabella 9). Anche la posizione netta dei conti energia, determinata dal complesso delle transazioni registrate e pari a 184, milioni di MWh, segna la prima flessione dall avvio della piattaforma, ma decisamente più marcata (11,8%) rispetto alle transazioni registrate (,6%). Pertanto il turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, nel 215 raggiunge un record storico a quota 2,7 (Grafico 12). In calo sull anno precedente sia i programmi registrati nei conti in immissione, pari a 92,5 milioni di MWh (3,7%) che quelli registrati nei conti in prelievo, pari a 143,6 milioni di MWh (11,7%) (Tabella 9). Lo sbilanciamento a programma dei venditori bilateralisti, ripiega dai livelli molto elevati nei due anni precedenti a 91,5 milioni di MWh (18,7%); in calo anche lo sbilanciamento a programma dei conti in prelievo sceso a 4,4 milioni di MWh (12,3%) (Grafico 13). REPORT 215 Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro nel 214 e programmi TRANSAZIONI REGISTRATE Profilo MWh Variazione Struttura Baseload ,8% 27,% MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Off Peak ,5% 2,2% Richiesti ,4% 1,% ,7% 1,% Peak ,% 1,9% di cui con indicazione di prezzo ,6% 34,5% 134,% Weekend 47 82,2%,% Totale Standard ,5% 31,% Registrati ,7% 86,9% ,7% 1,% Totale Non standard ,% 61,2% di cui con indicazione di prezzo ,9% 21,4% 134,% PCE bilaterali ,2% 92,2% PROGRAMMI Immissione MTE ,9% 7,8% Rifiutati ,% 13,1% ,1%,% CDE,% di cui con indicazione di prezzo ,9% 13,1%,% Prelievo Totale ,6% 1,% Sbilanciamento a programma ,7% ,3% Posizione netta ,8% Saldo programmi ,8% Grafico 11: PCE, transazioni registrate e programmi Grafico 11: PCE, sbilanciamenti TWh TWh Transazioni Transazioni registrate registrate Posizione netta Posizione netta Turnover (scada Turnover dx) (scada dx) TWh TWh Sbilanciamento Sbilanciamento in immissione in immissione Sbilanciamento Sbilanciamento in prelievo in prelievo , , ,8 112,6 114,8 383,8 381,4 112,6 383,8 381,4 37,6 37,62,7 2,112, , ,9 345, ,5 1,99 91,5 296,1 3 1,88 9 1,99 296,1 1, ,87 8 1, ,7 73,7 236,2 236,2 1,79 1, ,84 187, 193,7 197,1 28,7 1,84 7 1, , 6 55,4 187, 173, 193,7 197,1 28,7 1,75 184, 6 55, , 18 1,63 152,4 153,8 5 1,63 46,3 46,1 122,8 132,1 152,4 153,8 5 46,3 46,1 1,58 37,8 4,1 4,4 122,8 1,51 4 1,54 132,1 1,58 34,5 37,8 4,1 1, ,54 34,5 12 3,6 96,7 3,6 96,7 26,4 82,2 82,2 3 1, ,4 24,3 1,31 1,39 24,3 1,31 18, , ,24 1,24 12, 1,27 1,5 12, 1,18 1,18 1 1,27 1,5 1 3,6 3,6 1,15 1, ,4 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 89 PAGINA 25 PAGINA 9 9

10 mercato gas italia Gli andamenti del mercato italiano del gas A cura del GME Nel 215, dopo quattro anni di consistenti flessioni, i consumi di gas naturale tornano a crescere e con un aumento del 9,1% sul 214, portandosi a 66,9 miliardi di mc. I consumi del settore termoelettrico, favoriti dalla contrazione della produzione da fonti rinnovabili e dalle alte temperature estive, esibiscono un incremento pari a 16,6% portandosi a 2,7 miliardi di mc. Non meno importante il contributo del settore civile, i cui consumi, in aumento del 9,5%, salgono a 31,4 miliardi di mc. Ancora in calo invece, i consumi del settore industriale, ai minimi dell ultimo quinquennio (3,%). Nei sistemi di stoccaggio le iniezioni raggiungono il livello record di 1,9 miliardi di mc. Sul lato offerta, cala ancora la produzione nazionale a 6,5 miliardi di mc (6,3%), mentre le importazioni di gas naturale, pari a 6,8 miliardi di mc, invertono la tendenza degli ultimi quattro anni con un aumento del 9,8%. In deciso aumento anche le erogazioni dai sistemi di stoccaggio che si portano sul valore più alto dell ultimo decennio con 1,6 miliardi di mc (+28,5%). Cresce infine anche la giacenza di gas stoccato nell ultimo giorno dell anno (+1,7%). Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME, si sono complessivamente scambiati 49,2 milioni di MWh (41,6 milioni di MWh nel 214). Il Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento, si conferma, anche nel 215, il più liquido, con un prezzo medio (22,12 /MWh) ai minimi storici ed in linea con la quotazione al PSV. REPORT 215 IL CONTESTO Nel 215, i consumi di gas naturale, interrompendo il trend al ribasso degli ultimi quattro anni, registrano un significativo rialzo (+9,1%) attestandosi a milioni di mc (78,5 TWh). I consumi del settore civile, favoriti da temperature invernali più rigide rispetto all anno precedente, salgono a milioni di mc, in aumento del 9,5%. Ancora più decisa la crescita del settore termoelettrico che, beneficiando della pesante contrazione della produzione idroelettrica e del caldo estivo, interrompe una lunga serie di ribassi e con un aumento del 16,6% si porta sul valore più alto degli ultimi tre anni con milioni di mc. Prosegue, invece, la flessione dei consumi del settore industriale, ai minimi dell ultimo quinquennio, con milioni di mc (3,%). In ripresa, infine, anche le esportazioni, pari a 2.25 milioni di mc (+14,8%), e le iniezioni nei sistemi di stoccaggio che raggiungono il valore record di milioni di mc (+19,7%). Dal lato offerta la produzione nazionale, con una flessione del 6,3%, scende a milioni di mc, mentre le importazioni di gas naturale, dopo quattro ribassi consecutivi, salgono a 6.86 milioni di mc (+9,8%). La crescita degli acquisti di gas dall estero ha interessato tutti i punti in entrata, ad eccezione solo di Passo Gries (7,%). In crescita anche le erogazioni dai sistemi di stoccaggio che si portano sul valore più alto dell ultimo decennio con milioni di mc (+28,5%); la giacenza di gas stoccato dell ultimo giorno dell anno sale a 8.99 milioni di mc, in aumento dell 1,7% rispetto allo stesso giorno del 214. La quotazione annuale del gas naturale al PSV, in flessione di 1,1 /MWh (4,7%) rispetto al 214, scende a 22,14 /MWh, ai minimi dal 21. Figura 1: Bilancio gas trasportato. Anno 215 Fonte: dati SRG Ml di mc TWh var. tend. Importazioni ,5 +9,8% Import per punti di entrata Mazara ,7 +6,9% Tarvisio ,6 +14,4% Passo Gries ,5 7,% Gela ,2 +9,1% Gorizia 2, ,1% Panigaglia (GNL) 54,6 +155,% Cavarzere (GNL) ,4 +29,7% Livorno (GNL) 39,4 +141,8% Produzione Nazionale ,3 6,3% Erogazioni da stoccaggi ,8 +28,5% TOTALE IMMESSO ,6 +1,4% Riconsegne rete Snam Rete Gas ,1 +8,9% Industriale ,1 3,% Termoelettrico ,4 +16,6% Reti di distribuzione ,6 +9,5% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* ,4 +14,8% TOTALE CONSUMATO ,5 +9,1% Iniezioni negli stoccaggi ,7% TOTALE PRELEVATO ,6 +1,4% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 89 PAGINA 25 PAGINA 1 1

11 mercato gas italia (continua) Figura 2: Evoluzione gas trasportato Ml di mc Immissioni Erogazioni da stoccaggi Produzione Nazionale Importazioni Fonte: dati SRG Ml di mc Prelievi Reti di distribuzione Termoelettrico Industriale Iniezioni negli stoccaggi Esportazioni, reti di terzi e consumi sistema REPORT 215 I MERCATI GESTITI DAL GME La Piattaforma di Bilanciamento, ed in particolare il Comparto G+1, si conferma, anche nel 215, il più liquido tra i mercati regolati del gas gestiti dal GME. I volumi scambiati nei diversi mercati raggiungono 49,2 milioni di MWh (41,6 milioni di MWh nel 214), pari al 6,9% della domanda complessiva (6,4% nel 214). Tabella 1: Mercati del gas naturale, prezzi e volumi con consegna nel 215 Fonte: dati GME MGAS Prezzi. /MWh Min MPGAS MGP MI 24,38 (25,41) 17,3 32, (12.13) MTGAS PBGAS Media Comparto G1 22,92 (19,84), 36, ( ) Comparto G+1 22,12 (23,61) 16,5 26, ( ) 5,9% PGAS Royalties Import Ex d.lgs 13/1 Max Volumi. MWh Totale Tra parentesi i valori dell'anno precedente NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 89 PAGINA 25 PAGINA 11 11

12 mercato gas italia (continua) Figura 3: Mercati del gas naturale, prezzi* /MWh 48 MGP MI PBGAS G1 PBGAS G+1 Royalties PSV QE/Pfor** Fonte: dati GME, ThomsonReuters REPORT * MGP e MI sono mercati a contrattazione continua, le Royalties e la PBGAS mercati ad asta, il PSV è una quotazione ed il Pfor** un indice ** Fino a settembre 213 indice QE Figura 4: Mercati del gas naturale, volumi Fonte: dati GME MGP MGP asta 1.35 Valori assoluti. MWh MI PBGas G PBGas G Royalties % 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % Struttura MGP 3,1%,4%,% MI,3%,1%,%,2% 2,1% PBGas G1 7,1% 14,9% PBGas G+1 36,1% 92,4% 95,6% 92,7% 83,1% Royalties 6,5% 7,2% 4,2% ,% 1,% 1,% 1,% 1,% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 89 PAGINA 25 PAGINA 12 12

13 mercato gas italia (continua) Nel Mercato del Giorno Prima (MGPGAS) fase negoziazione continua, non si registrano scambi di gas naturale, così come nel 214. Nel Mercato Infragiornaliero (MIGAS), nelle 33 sessioni su 365 in cui c è stato almeno un abbinamento, si sono scambiati 1, milioni MWh (12 mila MWh nel 214) ad un prezzo medio di 24,38 /MWh (4,1%). Come nel 214, nessuno scambio si è invece registrato sul Mercato a Termine del Gas (MTGAS). Sulla Piattaforma Gas (PGAS), articolata nei tre comparti Import, Ex d.lgs 13/1 e Royalties sui quali produttori e importatori adempiono ai rispettivi obblighi di cessione di quote di gas offrendo prodotti mensili e annuali nel 215 non si sono registrati scambi, al pari dell anno precedente. Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PBGas) si sono scambiati 4,9 milioni di MWh (ovvero l 83,7% di quanto negoziato complessivamente sui mercati gestiti dal GME), in aumento del 5,9% rispetto al 214. Ancora in consistente flessione, invece, il prezzo medio che, con un calo del 6,3% si attesta sul valore più basso di sempre, pari a 22,12 /MWh, inferiore di soli 2 cent. di /MWh rispetto alla quotazione al PSV. Nei 16 giorni, sui 365, in cui il sistema è risultato lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>], sono stati scambiati 17,4 milioni di MWh, in crescita del 4,1%, di cui il 67,8%, venduti dal Responsabile del Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 21,94 / MWh (5,5%). Nei restanti 25 giorni con il sistema corto (SCS<), sono stati scambiati 23,4 milioni di MWh (+7,%), di cui il 69,8% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 22,25 /MWh (7,4%). Complessivamente il 68,9% dei volumi scambiati (28,2 milioni di MWh) è stato determinato dall azione di RdB ed il restante 31,1% (12,7 milioni MWh e massimo storico) da scambi tra operatori. REPORT 215 Tabella 2: Piattaforma di Bilanciamento Comparto G+1. Anno 215 Fonte: dati GME Totale Prezzo. /MWh 22,12 (6,3%) 21,94 (5,5%) 22,25 (7,4%) Acquisti. MWh (+5,9%) (+4,1%) (+7,%) RdB (+26,9%) (+9,%) Operatori (4,6%) (+4,1%) (+2,8%) Vendite. MWh (+5,9%) (+4,1%) (+7,%) RdB (22,9%) (8,9%) Sbilanciamento complessivo del sistema (SCS) positivo n.giorni 16/365 negativo n.giorni 25/365 Operatori (+24,9%) (+48,4%) (+7,%) Totale Partecipazione al mercato lato acquisto lato vendita Operatori attivi. N 7 (1) 67 (+) 64 (1) Nel Comparto G1 sono stati scambiati 7,3 milioni di MWh, più che raddoppiati rispetto ad un anno fa, ad un prezzo medio di 22,92 /MWh in aumento del 15,5%. Gli scambi si sono concentrati prevalentemente sulle zone Stogit (3, milioni di MWh), Import (1,6 milioni di MWh) e LNG (1,2 milioni di MWh), più esigui gli scambi sulle altre zone; i prezzi, invece, sono variati tra 21,36 /MWh della zona Edison Stoccaggio e 25,57 /MWh del Reintegro Stogit in G+1. Tabella 3: Piattaforma di Bilanciamento Comparto G1. Anno 215 Fonte: dati GME Zone Import Edison Stoccaggio LNG Stogit G+1 G+N Totale Prezzo. /MWh 23,66 21,36 22,33 22,16 25,57 25,53 22,92* (19,1) (16,65) (21,69) (2,82) (3,85) (3,85) (19,84*) Volumi. MWh ( ) (222) (39.616) ( ) (67.421) ( ) ( ) Operatori. N Tra parentesi i valori dell'anno precedente NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 89 PAGINA 25 PAGINA 13 13

14 mercati energetici europa Tendenze di prezzo sui mercati energetici europei A cura del GME REPORT 215 Nel 215 si fa più intenso l andamento al ribasso che già lo scorso anno aveva interessato i principali mercati energetici europei, con la quotazione del greggio che scende sul livello più basso dal 24 e i prezzi degli hub del gas che segnano flessioni più o meno consistenti. Sfuggono a tale dinamica i prezzi di alcuni degli exchange di energia elettrica, fenomeno in parte connesso all elevato incremento mensile registrato a luglio, quando in particolare in Italia il valore dell energia saliva ai massimi dalla fine del 213, in parte all aumento dei volumi gestiti su borsa. Nel 215, il prezzo spot del Brent scende a 52 $/bbl, dimezzando il valore registrato lo scorso anno, in virtù dell andamento ribassista sostenuto dall inizio dell estate e culminato nel mese di dicembre quando ha raggiunto il livello più basso da giugno 24 (38 $/bbl, 13%, 4%). Le quotazioni di olio combustibile e gasolio confermano su base annua il loro legame con la commodity di riferimento, relazione che solo in due mesi del 215 non si è verificata, segnando decisi cali in virtù dei quali i due prezzi si attestano sui livelli più bassi rispettivamente dal 25 e dal 24 (olio combustibile 256 $/MT, 54%; gasolio 49 $/MT, 42%). Nessuna ripresa nel mercato europeo del carbone che nel 215 perde altri 2 $/MT, deludendo ulteriormente al ribasso le aspettative riposte dal mercato nell ultimo mese del 214, attestandosi a 56 $/MT, valore minimo degli ultimi undici anni. Nel confronto annuale, il cambio eurodollaro si riduce di ben,22 $/, segnando in percentuale la variazione congiunturale più elevata dall istituzione della moneta europea (1,11 $/, 16%). La lieve ripresa mensile segnata nel mese di dicembre, seppure non risulti sufficiente a bilanciare le ripetute flessioni sostenute nei mesi invernali, sembra influenzare le previsioni espresse dai mercati a termine che prevedono per i mesi di prossima consegna un valore sostanzialmente allineato a quello attuale (1,11 $/ ). Newsletter annuale 215 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 annuali Quotazioni mensili FUEL UdM 215 Var Y1 ultima quot. future Y1 Calendar 216 Dicembre 15 Var M1 Var M12 ultima quot. future M1 PETROLIO $/bbl 52,7 48 % Brent FOB /bbl 46,89 43 % OLIO COMB. $/MT 256,4 54 %.1 FOB Barge /MT 23,91 5 % GASOLIO $/MT 49,12 42 %.1 FOB ARA /MT 441,39 37 % CARBONE $/MT 56,41 25 % ARA Stm 6K C /MT 5,8 19 % CAMBIO $/ USD/EUR 1,11 16 % FX USD 1, % 62,71 312,4 68,45 1,26 17,89 154,37 44,5 4,2 1,11 1, 38, 13 % 4 % 34,87 12 % 31 % 144,25 25 % 55 % 132,34 23 % 46 % 333,96 2 % 42 % 36,4 18 % 33 % 47,84 1 % 32 % 43,89 9 % 23 % 1,9 + 2 % 11 % 1, % % 43,61 196,16 426,25 51,35 1,8 Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. $/bbl Fonte: ThomsonReuters $ NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 89 PAGINA 25 PAGINA

15 PETROLIO $/bbl 52,7 Quotazioni annuali 48 % future 62,71 Y , Quotazioni mensili 13 % 4 % 43,61future M1 Brent FOB /bbl 46,89 43 % 34,87 12 % 31 % FUEL UdM 215 Var Y1 ultima quot. Calendar Dicembre 15 Var M1 Var M12 ultima quot. PETROLIO COMB. $/bbl $/MT 256,4 52, % future 312,4 62,71 Y ,89 144,2538, 25 % 13 % 55 % future 4 % 196,16 M1 43,61 Brent.1 FOB Barge /bbl /MT 23,91 46, % 154,37 132,3434,87 23 % 12 % 46 % 31 % 17,89 38, 333,96 144, % % 25 4 % 42 % % 5543,61 % 426,25 196,16.1 Brent FOB FOB ARA /bbl 441,39 46, % 34,87 36, % % % %.1 FOB Barge /MT 23,91 5 % 154,37 132,34 23 % 46 % CARBONE OLIO COMB. $/MT 256,4 56, % 312,4 68,45 17,89 44,5 144,25 47, % % % % 196,16 GASOLIO $/MT 49,12 42 % 333,96 2 % 42 % 51,35 426,25 ARA.1 FOB Stm Barge 6K C /MT 23,91 5, % 154,37 4,2 132,34 43,89 23 % 9 % % %.1 FOB ARA /MT 441,39 37 % 36,4 18 % 33 % CAMBIO GASOLIO $/ USD/EUR $/MT 49,12 1, % 1,26 1,11 333,96 1,9 2 + % 2 % % % 426,25 1,8 CARBONE FX.1 USD FOB ARA $/MT /MT 56,41 441,39 1, %% 68,45 1, 44,5 36,4 47,84 1, 18 % 1 33 % % 32 % % 51,35 ARA CARBONE Stm 6K C /MT $/MT 5,8 56, % 68,45 44,5 4,2 47,84 43,89 1 % 9 % 32 % 2351,35 % 1,8 mercati OLIO GASOLIO PETROLIO COMB. energetici $/MT $/bbl 256,4 49,12 52, europa % 62,71 312,4 (continua) Grafico CAMBIO ARA 1: Stm $/ Greggio 6K USD/EUR C e /MT tasso di 5,8 1,11 cambio, 19 andamento 16 % 1,26 annuale 4,21,11 dei prezzi spot 43,89 e a 1,9 termine. 9 % Media % aritmetica % 11 % Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. FX USD CAMBIO $/ USD/EUR 1, 1,11 16 % 1,26 1,111, 1,9 1, + 2 % % 11 % 1,8 % $/bbl FX USD 1, % 1, 1, % % $/ Grafico 12 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,9 Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 11 1,8 $/bbl $/ $/bbl $/ 1, ,91,6 1, ,81,5 1, ,71,4 1, ,61,3 1, ,51,2 1, ,41,1 1, ,31, 1, ,2 6, ,2 5 1, ,1 4 1, 4 3,9 1, Grafico 21 2: Prodotti petroliferi, 213 andamento mensile 2 3 4dei 5prezzi 6 7 spot 8e a 9termine Media 12 1 aritmetica Fonte: 8 9ThomsonReuters , $/MT $/bbl Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento 215 annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. 216 Media aritmetica Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 12 Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 113 $/MT $/MT Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. $/bbl $/MT 13 2 Grafico 21 3: 211 Coal, andamento mensile 214 dei prezzi 1 2spot 3 e 4 a termine. 5 6Media 7 8 aritmetica Fonte: ThomsonReuters 13 $/MT Grafico 3: Coal, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/bbl REPORT Fonte: ThomsonReuters NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 15 15

16 mercati energetici europa (continua) Se si esclude il picco registrato nel mese di febbraio, i principali hub europei del gas mostrano nel 215 un andamento costantemente al ribasso, che raggiunge il minimo nel mese di dicembre (16/19 /MWh). Al pari dello scorso anno, il PSV fornisce in ogni mese la valorizzazione più elevata di gas in Europa e, soggetto al medesimo calo congiunturale, mantiene invariato su base annua lo spread dal TTF (PSV 22 Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica /MWh, TTF 2 /MWh, 5%). Si svaluta ulteriormente anche la quotazione statunitense, in virtù della sovraproduzione e dell elevato livello di stoccaggio acquisiti nel corso dell anno e risultati ampiamente al di sopra del livello dei consumi, ridotto a causa delle temperature relativamente più miti (8 /MWh, 28%). Newsletter annuale 215 Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2) REPORT 215 Quotazioni annuali ( /MWh) Quotazioni mensili ( /MWh) GAS Area 215 Var Y1 ultima quot. future Y1 Calendar 216 Dicembre 15 Var M1 Var M12 ultima quot. future M1 PSV IT 22,15 5 % 18,92 4 % 26 % 2,25 TTF NL 19,81 5 % 21,4 15,55 15,85 7 % 3 % 17,95 CEGH AT 2,64 7 % 17,5 7 % 28 % 18,9 NBP UK 2,2 5 % 22, 15,62 16,2 6 % 3 % 18,73 Henry (pipe) US 8,3 28 % 5,97 1 % 38 % /MWh Fonte: ThomsonReuters Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica In uno scenario fortemente ribassista, nel quale i combustibili Quotazioni annuali ( /MWh) fossili giungono sui livelli più bassi degli ultimi dieci anni, di luglio) e il calo del costo delle materie prime, e si mantiene Quotazioni mensili ( /MWh) come di consueto al di sopra di tutti gli altri riferimenti europei spicca l andamento delle principali borse elettriche europee il (52 /MWh). Tra questi, si rileva la divergenza nell andamento Area 215 Var Y1 ultima quot. Calendar Dicembre 15 Var M1 Var M12 ultima quot. future Y1 216 future M1 cui driver rialzista sembra essere il livello dei consumi che, in delle due quotazioni centroeuropee di Epex, il cui differenziale tutti gli exchange, segna una variazione positiva rispetto allo giunge sul livello massimo dal 24, in virtù del pronunciato ITALIA 52,31 + % 5,92 46,33 55, % 7 % 49,19 scorso anno. La FRANCIA borsa italiana, 38,47 in particolare, + 11 % chiude 4,28 l anno 33,78incremento 35,13 descritto dal 16 % prezzo 16 % francese 4, (FR 38,5 /MWh, con un prezzo GERMANIA in lieve incremento, 31,63 sintesi del 3 % bilanciamento 34,18 tra 28,8+11%; AT/DE 27,78 32 /MWh, 14 %3%). 16 % 28,95 l avanzata dei volumi SPAGNAdi borsa (particolarmente 5, % visibile 45,98 nel mese 46,9 52, % + 11 % 51, AREA SCANDINAVA 2,96 29 % 31,25 18,75 18,85 24 % 4 % 23, AUSTRIA 31,66 4 % 28,46 12 % 14 % SVIZZERA 4, % 52, % + 23 % /MWh NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 16 16

17 2 GAS2 Area 215 Var Y1 ultima quot. future Y1 Calendar 216 Dicembre 15 Var M1 Var M12 ultima quot. future M1 15 PSV15 IT 22,15 5 % 18,92 4 % 26 % 2,25 mercati energetici europa TTF NL 19,81 5 % 21,4 15,55 15,85 7 % 3 % 17,95 1CEGH AT 2,64 7 % 17,5 7 % 28 % 18,9 NBP UK 2,2 5 % 22, 15,62 16,2 6 % 3 % 18,73 Henry 5 (pipe) US 8,3 28 % 5,97 1 % 38 % /MWh (continua) Figura Figura 2: Borse Figura 2: Borse europee, 2: Borse elettriche, elettriche, quotazioni quotazioni quotazioni mensili mensili spot mensili spot e a spot e a termine. e a termine. Media Media aritmetica aritmetica 25 2 Quanto ai volumi, tutte le borse elettriche oggetto di analisi 75 mostrano un andamento Area al rialzo 215rispetto Var allo Y1 scorso anno. Tra Quotazioni a pronti ( /MWh) Dicembre Area 215 Var Y1 Dicembre 15 queste si evidenzia in particolare il livello associato a Epex 55 France che descrive Area un consistente Mar 15 Var incremento M1 Var Paese Gestor M12congiunturale, ultima quot. ITALIA ITALIA 194,6 194,6 + 5 % + 5 e % 16,3 future 16,3 M1 foraggiato 45 principalmente dagli scambi registrati negli ultimi due Figura 3: 15Borse SPAGNA europee, volumi 43,13 annuali + 1 % e mensili + 62 % sui mercati spot mesi 4 dell anno (16 TWh, novembredicembre 215: 11 TWh). L area 35 35scandinava come di consueto gestisce la più grande Quotazioni a termine ( /MWh) mole 3 3 di volumi e guadagna circa il 4% in più sullo scorso anno; l Italia, infine, finisce con l amministrare circa 195 TWh, pari al Apr 15 Var M1 25 Mag 15 Var M1 Giu 15 Var M1 216 Var M % circa dell energia scambiata nelle borse europee. ITALIA 16,8 + 8 % + 5 % 2 FRANCIA 7,3 4 % + 31 % 15 GERMANIA 23,5 NEWSLETTER + 13 NEWSLETTER % 1 % DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA Fonte: ThomsonReuters 15 Figura 1: Gas, ITALIAquotazioni mensili 52,31 spot 52,31 e a + termine. % + % Media 5,92 aritmetica 5,92 46,33 46,33 55,66 55, % + 1 % 7 % 7 % 49,19 49,19 FRANCIA FRANCIA 38,47 38, % + 11 % 4,28 4,28 33,78 33,78 35,13 35,13 16 % 16 % 16 % 16 % 4, 4, 1 GERMANIA Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) GERMANIA 31,63 31,63 3 % 3 % 34,18 34,18 28,8 28,8 27,78 27,78 14 % 14 % 16 % 16 % 28,95 28,95 SPAGNA 5,32 GAS Area SPAGNA Mar 15 Var 5,32 M1 + Var 19 M12 % + 19 % ultima 45,98quot. 45,98 46,9 future M1 Apr 46,9 15 Var M1 52,61 Mag 15 52,61 Var M1 + 3 % + Giu 3 % Var % + M1 11 % 51, GY 51, Var M1 AREA SCANDINAVA 2,96 29 % 31,25 18,75 18,85 24 % 4 % 215/16 5 AREA SCANDINAVA 2,96 29 % 31,25 18,75 18,85 24 % 4 % 23, 23, 21 AUSTRIA , % AUSTRIA 31,66 4 % , , % 4 12 % 5 146% 14 7 % PSV IT 24,7 8 % 1 26,3 23,43 SVIZZERA 4, % 52, % + 23 % TTF SVIZZERA NL 21,8 4,28 3 % 5 % + 1 % 23,5 21,56 2 % 21,31 52, % + 23 % 21,89 2 % CEGH AT 22,38 6 % 5 % 24,2 22,34 22,17 22,8 /MWh NBP /MWh UK 22,26 4 % 4 % 24,32 22,21 1 % 21,33 1 % 2,7 22,64 1 % /MWh Newsletter Area Marzo Tendenze Var Y1 Var ultima Y1di ultima quot. prezzo quot. Calendar e Prospettive Calendar Dicembre sui Mercati 15 Var M1 Energetici Var M1 Var M12 Var (pag M12 2) AREA SCANDINAVA 2,96 29 % 31,25 18,75 18,85 24 % 4 % 23, 2 AUSTRIA 31,66 4 % 15 28,46 12 % 14 % 15 SVIZZERA 4, % 52, % + 23 % /MWh TWh 85 TWh Volumi Volumi a pronti a pronti (TWh) (TWh) 4 Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica FRANCIA FRANCIA 16,4 16, % + 57 % 11, 11, ITALIA GERMANIA 49,99 IT8 % + Borsa 7 % Ita 51, 46, % 46, % 48,64 46,95 46,85 % GERMANIA 264,1 264,1 + % + % 24, 24, 15 FRANCIA 43,81 FR 13 % + EEX 23 % 45,78 38,43 15 SPAGNA 171,6 + % 14,4 + 2 % 3,53 1 % 31,81 38,86 25 SPAGNA 171,6 + % 14,4 GERMANIA 31,34 DE 15 % + EEX 1 % 32,57 3,67 2 % 1 29,28 4 % 31,54 32,26 AREA SCANDINAVA 355,9 + 4 % 33,8 1 AREA SCANDINAVA 355,9 ES nome OMIP + 4 % Borsa Ita 4,5 33,8 37,35 % 43, % 48,2 45,33 AUSTRIA AREA SCANDINAVA AUSTRIA 8,2 25,34 8,2 + 5 % NO nome 13 % Nasdaq EEX + 55 %%,7 25,22,7 5 24, % 24,5 2 % 24,33 28,24 5 SVIZZERA 22,9 + 8 % 1,8 AUSTRIASVIZZERA 31,7 22,9 nome 14 % Nasdaq + 8 %% 1, SVIZZERA 44,52 nome 12 % + OMIP 24 % /MWh AREA SCANDINAVA 355,9 + 4 % 33,8 Fonte: ThomsonReuters 2 AUSTRIA 8,2 + 5 %,7 5 SVIZZERA 22,9 + 8 % 1, Volumi a pronti (TWh) Area Mar 15 Quotazioni Quotazioni annuali annuali ( /MWh) ( /MWh) Area 215 Var M1 Var M12 future future Y1 Y Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica 75Area Quotazioni annuali ( /MWh) Volumi a pronti (TWh) Area 215 Var Y1 55 ITALIA 52,31 + % FRANCIA 38, % 45 GERMANIA 31,63 3 % SPAGNA 35 5, % Var Y1 ultima quot. future Y1 Dicembre 15 ITALIA 194,6 + 5 % 16,3 FRANCIA 16, % 11, GERMANIA 264,1 + % 24, SPAGNA 171,6 + % 14,4 TWh Calendar 216 5,92 46,33 4,28 33,78 34,18 28,8 45,98 46,9 TWh Quotazioni mensili ( /MWh) Quotazioni Quotazioni mensili mensili ( /MWh) ( /MWh) Dicembre 15 Dicembre 15 55, % 7 % 35,13 16 % 16 % 27,78 14 % 16 % 52, % + 11 % Var M1 Var M12 ultima ultima quot. quot. future future M1 M1 ultima quot. future M1 49,19 4, 28,95 51, REPORT 215