NEWSLETTER del. n.66 DICEMBRE '13. di Lisa Orlandi (RIE)

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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.66 DICEMBRE '13 approfondimenti scenari energetici: tra vecchie conferme e nuove tendenze di Lisa Orlandi (RIE) L origine della scenaristica energetica si può collocare nel decennio 197, quando le prime crisi energetiche spinsero governi, imprese, istituti di ricerca e analisti finanziari a cercare strategie per la sopravvivenza, esplorando in modo sistematico le soluzioni tecnologiche, economiche e sociali al problema della sicurezza degli approvvigionamenti. E nel 1977 che l Agenzia Internazionale per l Energia (AIE), costituitasi nel 1974 in seno all OCSE, inizia ad elaborare scenari energetici mondiali di mediolungo periodo (World Energy Outlook WEO), punto di riferimento per chiunque si occupi di energia. Oltre a descrivere gli sviluppi energetici attesi, gli scenari AIE rappresentano anche importanti strumenti di conservazione della memoria storica, in quanto affiancano al dato previsivo la descrizione della situazione corrente, permettendo di ricostruire i tratti distintivi della complessa evoluzione e della mutevole percezione del mondo energetico. Gli ultimi 2 anni di WEO: quali cambiamenti? Nel 1973, anno precedente la costituzione dell AIE, il Comité du Pétrole dell OCSE pubblicava un volume intitolato Le Pétrole, dedicato all analisi della congiuntura e delle prospettive future di questo combustibile, esaminato lungo tutta la filiera. Con l avvio della pubblicazione degli scenari da parte dell AIE si iniziò a guardare con sistematicità alle dinamiche di tutte le fonti di energia; tuttavia, la centralità del petrolio e più in generale delle fonti fossili non è mai venuta meno, a dimostrazione delle rigidità strutturali che caratterizzano i sistemi energetici e che non consentono, se non nel lunghissimo termine, di modificarne in modo drastico le dinamiche tendenziali, sia dal lato della domanda che dell offerta. La tabella che segue fornisce un quadro sinottico dei tratti distintivi dei WEO dal 1994 al 213, un arco di tempo sufficientemente lungo per poter tracciare alcune evidenze. In termini di fonti, i vari focus proposti sono principalmente concentrati sui combustibili fossili, cui viene dedicata un attenzione crescente negli ultimi anni di pubblicazione: dal 27 al 213, petrolio, gas e carbone sono le fonti che alternativamente vengono trattate con maggior grado di dettaglio. L ultimo WEO, in particolare, assegna al petrolio un ruolo centrale non solo nei risultati, confermando il suo primato sul mix di domanda primaria mondiale in tutti gli scenari proposti, ma anche nella sua trattazione, molto più approfondita di quella dedicata alle altre fonti ed incentrata su tutta la filiera: dalle fasi upstream con gli sviluppi dell unconventional americano che rivoluzionano l offerta nel prossimo decennio e il recupero di importanza dell OPEC atteso dopo il 22 alle dinamiche downstream con attenzione al nuovo baricentro della raffinazione mondiale, spostatosi ad Oriente, alle relative implicazioni per il commercio internazionale e ai settori di consumo finale, concentrati su trasporti e petrolchimico. Negli anni esaminati, risulta invece minoritaria l attenzione per il nucleare, cui viene dedicato un solo focus nel 26 e una sintetica disamina nel 211 delle implicazioni associate ad un Low Nuclear Case, resosi necessario dopo il disastro di Fukushima verificatosi in quello stesso anno. Due numeri sui 2 esaminati propongono, infine, una trattazione focalizzata e approfondita delle fonti rinnovabili il cui ruolo sul mix energetico mondiale viene considerato, negli ultimi WEO, non più trascurabile. continua a pagina 26 in questo numero REPORT/ NOVEMBRE 213 Mercato elettrico Italia pag 2 Mercato gas Italia pag 1 Mercati energetici Europa pag 14 Mercati per l'ambiente pag 18 APPROFONDIMENTI Scenari energetici: tra vecchie conferme e nuove tendenze di Lisa Orlandi (RIE) pagina 26 NOVITA' NORMATIVE pagina 32 APPUNTAMENTI pagina 36

2 mercato elettrico italia Gli esiti del mercato elettrico A cura del GME A novembre, i volumi di energia elettrica scambiati nel Mercato del Giorno Prima, interrompendo la serie negativa di ribassi tendenziali, segnano un modesto +,4%. Anche nelle vendite delle unità di produzione nazionale torna il segno positivo (+1,6%), complice il calo delle importazioni (4,3%), con gli impianti a fonte rinnovabile ancora in espansione (+11,%). Sul lato domanda stentano, invece, gli acquisti nazionali (,6%). La liquidità del mercato, sostanzialmente stabile da agosto, si attesta al 63,3%. Prosegue, invece, la lenta ma costante discesa del prezzo di acquisto dell energia elettrica nella borsa italiana (PUN), che, dopo quattro ribassi congiunturali, si porta a 61,73 /MWh, livello inferiore anche al novembre dello scorso anno, che aveva segnato il minimo del 212. Nel Mercato a Termine dell energia (MTE) non si registrano significative variazioni dei prezzi rispetto ad ottobre. Nuova flessione, dopo quella di ottobre, per le transazioni registrate nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE), dopo cinque anni di crescita ininterrotta. REPORT NOVEMBRE 213 MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP) Il prezzo medio di acquisto (PUN), al quarto calo congiunturale consecutivo (2,63 /MWh; 4,1%), a novembre ha anche registrato la quindicesima flessione tendenziale consecutiva (2,3 /MWh; 3,7%), portandosi a 61,73 /MWh. L analisi per gruppi di ore rivela un ribasso su base annua di 3,94 / MWh (,%) nelle ore di picco e di 1,2 /MWh (1,8%) nelle ore fuori picco, con prezzi attestatisi rispettivamente a 74,28 e,46 /MWh, con il rapporto picco/baseload a quota 1,2, massimo da inizio anno (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 61,73 64,9 2,3 3,7% ,1% ,4% 63,3% 9,9% Picco 74,28 78,22 3,94,% ,% ,6% 62,8% 61,6% Fuori picco,46 6,48 1,2 1,8% ,% ,2% 63,6% 8,% Minimo orario 21,44 14, ,2% 47,9% Massimo orario 14,2 138, ,2% 66,6% Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale Prezzo (PUN) unico nazionale. /MWh GennaioFebbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio AgostoSettembreOttobreNovembreDicembre 2 2 /MWh Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx) /MWh ,4 89, , ,64 82, , ,8 77,88 76, ,31 76, , , ,86 6,86 66,99 66, ,9 64, , ,49 64,49 62,97 62,97 63,98 6,1 64,72 64, , ,3 61,3 61, ,89 6, ,37 11,34 11,68 4 1,37 11,34 11,68 26,7 1,7 1,3 12,4 1,49 2, ,7 21,64 2, gen gen feb feb mar mar apr apr mag giu giu lug lug ago ago set set ott ott nov nov dic dic NEWSLETTER DEL GME 213 NUMERO 66 PAGINA 2

3 mercato elettrico italia I prezzi medi di vendita hanno registrato in tutte le zone un diffuso calo sia rispetto al mese precedente che su base annua. La Sicilia, con 8,1 /MWh, segna ancora il prezzo più alto ma Grafico 2: MGP, prezzi di vendita /MWh Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna dimezza lo spread con le altre zone dove il prezzo oscilla tra 61,18 /MWh del Centro Nord e 8,3 /MWh del Sud (Grafico 2). REPORT NOVEMBRE nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr I volumi di 212 energia elettrica scambiati nel Sistema Italia, 213 dopo sei ribassi consecutivi, registrano un lieve aumento portandosi a 23,7 milioni di MWh (+,4%). L energia scambiata nella borsa elettrica si conferma in crescita, portandosi a 1, milioni di MWh (+6,1%). Gli scambi over the counter registrati sulla PCE e nominati su MGP, in flessione tendenziale da ormai quasi due anni, sono scesi a 8,7 milioni di MWh (8,2%), aggiornando tuttavia, per il quarto mese consecutivo, il massimo da inizio anno in media oraria (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato, in aumento di,3 punti percentuali su ottobre, ne guadagna 3,4 su novembre 212, attestandosi a 63,3% (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 ,1% 63,3% +6,1% 63,3% Borsa Borsa ,1% 63,3% +6,1% 63,3% Operatori Operatori ,7% 34,% +2,7% 34,% Acquirente UnicoAcquirente Unico ,3% 8,3% 27,3% 8,3% GSE GSE ,1% 14,3% 13,1% 14,3% Altri operatori Altri operatori ,1% 37,2% +12,1% 37,2% Zone estere Zone estere ,7% 14,%,7% 14,% Pompaggi Pompaggi ,% ,% 6,%,% Saldo programmi Saldo PCE programmi PCE,%,% Zone estere Zone estere ,6% ,6% 2,% 2,% Saldo programmi Saldo PCEprogrammi PCE ,3% 1,8% +12,3% 1,8% PCE (incluso MTE) PCE (incluso MTE) ,2% 36,7% 8,2% 36,7% PCE (incluso MTE) PCE (incluso MTE) ,2% 36,7% 8,2% 36,7% Zone estere Zone estere ,2% 4,6% 14,2% 4,6% Zone estere Zone estere ,% 12.96,1% 64,%,1% Zone nazionali Zone nazionali ,3% 32,1% 7,3% 32,1% Zone nazionali AU Zone nazionali AU ,% 14,9% +1,% 14,9% Saldo programmi Saldo PCE programmi PCE Zone nazionali altri Zone operatori nazionali altri operatori ,2% 37,% 4,2% 37,% Saldo programmi Saldo PCEprogrammi PCE VOLUMI VENDUTI VOLUMI VENDUTI ,4% 1,% +,4% 1,% VOLUMI ACQUISTATI VOLUMI ACQUISTATI ,4% 1,% +,4% 1,% VOLUMI NON VENDUTI VOLUMI NON VENDUTI ,% 17,% VOLUMI NON ACQUISTATI VOLUMI NON ACQUISTATI ,2% ,2% OFFERTA TOTALE OFFERTA TOTALE ,4% 8,4% DOMANDA TOTALE DOMANDA TOTALE ,8% +3,8% NEWSLETTER DEL GME 213 NUMERO 66 PAGINA 3

4 mercato elettrico italia Grafico 3: MGP, liquidità ,3% 78,1% 79,6% % 81% 78% 77,3% 78,1% 79,6% 77,9% 78% 76,% 7,1% 7,1% 74,6% 7% 74,6% 7% 72% 72% 69% 69% 66% 66% 63,6% 63,6% 63% 63% 63,% 63,% 63,3% 63,3% 66,% 66,% 62,% 62,% 6% 6% 61,8% 61,8% 6,6% 6,6% 6,% 6,% 6,1% 6,1% 9,9% 7% 8,% 9,9% 7% 6,8% 8,% 7,4% 6,8% 6,% 7,4% 7,4% 6,% 7,4% 4% 4% gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic REPORT NOVEMBRE 213 Gli acquisti nazionali di energia elettrica si confermano ancora in calo, sebbene il più modesto da settembre 212, con 23,2 milioni di MWh (,6%). A livello zonale però gli acquisti aumentano al Nord, al Sud ed in Sardegna mentre si riducono nelle altre zone. Quasi raddoppiati, invece, gli acquisti sulle zone estere, pari a 477 mila MWh (+98,8%) (Tabella 4). Le vendite di energia elettrica delle unità di produzione nazionale, dopo sei ribassi tendenziali consecutivi, tornano a crescere attestandosi a 19,2 milioni di MWh (+1,6%), livello tuttavia tra i più bassi mai registrati. A livello zonale, in evidenza il Centro Sud (+2,2%), il Nord (+,1%) ed il Sud (+9,9%), in forte calo le altre zone. Ancora in diminuzione le importazioni, pari a 4, milioni di MWh (4,3%) (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% ,9% Centro Nord ,6% ,4% ,2% Centro Sud ,9% ,2% ,8% Sud ,1% ,9% ,4% Sicilia ,2% ,3% ,3% Sardegna ,% ,2% ,6% Totale nazionale ,% ,6% ,6% Estero ,1% ,3% ,8% Sistema Italia ,4% ,4% ,4% Le vendite da impianti a fonte rinnovabile segnano ancora un aumento tendenziale (+11,%) sostenute soprattutto dalla fonte eolica (+19,2%) e solare (+23,1%). Si confermano in flessione, invece, le vendite da impianti a gas (2,7%) ed a carbone (21,%) (Tabella ). Pertanto, la quota delle vendite da impianti a fonte rinnovabile si attesta al 37,% (33,7% a novembre 212), a scapito delle fonti tradizionali ed in particolare degli impianti a gas, la cui quota scende al 4,1% (41,8% un anno fa) e a carbone (9,%; 2,8 punti percentuali) (Grafico 4). NEWSLETTER DEL GME 213 NUMERO 66 PAGINA 4

5 mercato elettrico italia Tabella : 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 ,8% 89 3,6% ,8% 3.37,% 1.411,9% 84 28,3% ,4% Gas ,3% 722 4,2% 97 +1,9% ,% 1.327,% 43 +6,7% ,7% Carbone ,3% ,2% 1.6 2,3% 1,% 273 6,4% ,% Altre ,7% 3 +27,% ,% ,7% 84 49,4% 24 33,6% ,4% Fonti rinnovabili.27 +3,% ,% ,3% ,7% 11 1,1% ,% ,% Idraulica 4.172,4% ,% ,1% 17 +1,9% ,8% ,% ,1% Geotermica ,% 1 31,7% ,4% Eolica 13 +,8% ,% ,3% ,% 36 22,% 244 8,% ,2% Solare e altre ,2% ,1% ,% ,7% ,9% 3 +28,7% ,1% Pompaggio 334 9,1% 1,% ,4%,24 3,6% 37 7,% Totale ,1% ,4% ,2%.7 +9,9% ,3% ,2% ,6% REPORT NOVEMBRE 213 Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia Grafico : MGP, quota rinnovabili Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente MARKET COUPLING ITALIA SLOVENIA A novembre il market coupling ItaliaSlovenia ha allocato, mediamente ogni ora, una capacità di 14 MWh (11 MWh nello stesso mese del 212). Il flusso di energia è stato sempre in import (il 99,9% delle ore un anno fa). Il delta prezzo tra la zona Nord di IPEX e la borsa slovena BSP, pari a 1,87 / MWh si è ridotto del 2,1% rispetto allo stesso mese dell anno precedente, mentre la rendita generata, pari a 6,3 milioni di, è aumentata del 14,% (Tabella 6). La capacità disponibile in import (NTC), stabile rispetto a novembre 212 (,2%), è stata allocata per il 96,% dal market coupling (9,8% a novembre 212) e solo per l 1,2% con asta esplicita e nominata (2,3% l anno precedente). Pertanto solo il 2,3% dell NTC non è stata utilizzata (1,9% 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 61,7 4,19 1,87 6, ,% 9,8% 174 (62,78) (46,7) (16,21) (,29) (21) (12) (99,9%) (94,4%) (178) (38) (,1%) ( ) Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente *Valori medi orari NEWSLETTER DEL GME 213 NUMERO 66 PAGINA

6 mercato elettrico italia Grafico 6: Delta prezzi: frequenza ore Nov 213 Nov 212 % 1% 2% 3% 4% % 6% 7% 8% 9% 1% 9,8% 94,3% Pz Nord> Pz BSP Pz Nord< Pz BSP Pz Nord= Pz BSP MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) Nel Mercato Infragiornaliero (MI) i prezzi di acquisto segnano una flessione tendenziale in tutte le sessioni di mercato attestandosi tra 6,23 /MWh di MI2 e 73,97 /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 più bassi in tutte le sessioni, con l eccezione di MI1 (Tabella 7 e Grafico 8). 9,2%,7% Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia TWh Nov 213 Nov 212,,,1,1,2,2,3,3,4 96,% 9,8% I volumi di energia scambiati nelle quattro sessioni del Mercato Infragiornaliero sono stati 1,9 milioni di MWh. Gli scambi su MI1, sebbene in rialzo congiunturale, segnano la decima flessione tendenziale consecutiva, attestandosi a 973 mila MWh (9,1%). In calo anche gli scambi su MI2, pari a 3 mila MWh (24,%); aumentano invece i volumi su MI3, con 18 mila MWh (+4,2%), e su MI4, con 22 mila MWh (+72,9%) (Tabella 7 e Grafico 8). 1,2% 2,3% Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata 2,3% 1,9% REPORT NOVEMBRE 213 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 61,73 64,9 3,7% ,4% 62,2 62,7 (+,8%) (2,2%) 6,23 61,49 (2,4%) (4,1%) 68,34 7, (3,1%) (,7%) 73,97 74,7 (3,3%) (7,4%) NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore). Volumi medi orari MWh,8% ,1% 2,% ,% 3,1% 344 1,1% ,2% +72,9% ,7 73,97 7, Prezzi. /MWh /MWh 68,34 64,9 61,73 62,7 62,2 61,49 6,23 MGP MI1 MI2 MI3 MI4 Grafico 8: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria /MWh MI1 MI2 MI3 MI , , ,2 61 6, Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov MWh MI1 MI2 MI3 MI4 MWh MI1 MI2 MI3 MI Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 6 6

7 mercato elettrico italia MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO exante (MSD exante) A novembre, gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di dispacciamento exante 2 a salire, con un incremento del 71,6% rispetto allo stesso 4 mese del 212, salgono a 773 mila Grafico 9: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria MWh MWh gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic MWh. Le vendite di Terna sul mercato a scendere, invece, in calo del 16,% su base annua, segnano il minimo storico a 224 mila MWh (Grafico 9) gen feb mar gen apr feb mag mar apr giu mag lug giu lug ago ago set set ott ott nov nov dic dic A scendere 212 A salire 212 A scendere 213 A salire 213 REPORT NOVEMBRE 213 MERCATO A TERMINE DELL ENERGIA (MTE) Nel Mercato a Termine dell energia (MTE), a novembre, si è registrata un unica negoziazione, per il prodotto I Trimestre 214, in cui si sono scambiati contratti, pari a 11 mila MWh. Le posizioni aperte a fine mese ammontavano a 39,1 milioni di MWh, in calo rispetto ai 43, milioni di MWh di ottobre. Pressoché invariati rispetto ad ottobre, i prezzi dei prodotti in Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a novembre negoziazione nel mese (Tabella 8 e Grafico 1). Il prodotto Dicembre 213 ha chiuso il suo periodo di trading con un prezzo di controllo pari a 64,8 /MWh sul baseload e 74,2 /MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente a e 849 MW, per complessivi 3,9 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 Dicembre ,8 +,% Gennaio ,8 +,% Febbraio ,8 +,% Marzo ,96 I Trimestre ,2 +,6% II Trimestre 214 7,48 +,% III Trimestre ,7 +,% 11.4 IV Trimestre ,7 +,% Anno ,7 +,2% Totale PRODOTTI PEAK LOAD Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Dicembre ,2 +,% Gennaio ,36 +,% Febbraio ,11 +,% Marzo ,6 I Trimestre ,87 +,6% II Trimestre ,94 +,% III Trimestre ,6 +,% IV Trimestre ,8 +,% Anno ,4 +,2% 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 ** In la corsivo posizione la aperta posizione alla chiusura aperta dell'ultimo alla chiusura giorno di dell'ultimo trading giorno di trading NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 7 7

8 mercato elettrico italia Grafico 1: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte Prezzi Prezzi di di controllo*. /MWh Prodotti Prodotti Baseload Baseload 4 Posizioni aperte. TWh Dicembre 213 Dicembre ,8 64,8 4 Gennaio ,8 Gennaio ,8 3 Febbraio ,8 Febbraio ,8 3 I Trimestre ,2 2 I Trimestre ,2 II Trimestre 214 7,48 II Trimestre 214 7,48 2 III Trimestre ,7 III Trimestre 214 IV Trimestre ,7 61,7 1 IV Trimestre ,7 1 Anno ,7 Anno , Ottobre Novembre Ottobre 213 Novembre 213 *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese Mensili Trimestrali Annuali REPORT NOVEMBRE 213 PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE) Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni registrate con consegna/ritiro dell energia a novembre 213, segnano la seconda flessione tendenziale consecutiva degli ultimi cinque anni, attestandosi a 3,1 milioni di MWh (4,3%). Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a 26,4 milioni di MWh, si sono ridotte del 6,4%; il calo ha riguardato sia i contratti non standard (3,%), che quelli standard (13,2%). In crescita, invece, le transazioni derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a 3,7 milioni di MWh (+13,7%), che pertanto rappresentano il 12,4% del totale delle transazioni registrate sulla piattaforma (1,4% nel 212) (Tabella 9). In flessione, per la seconda volta consecutiva nell anno, anche la posizione netta determinata dalle transazioni registrate sulla PCE, pari a 16, milioni di MWh (7,4%). I programmi registrati nei conti in immissione, in flessione tendenziale da quasi due anni, sono scesi a 8,7 milioni di MWh (8,2%), con lo sbilanciamento a programma (7,3 milioni di MWh) che segna per la prima volta una flessione tendenziale (6,3%). In calo anche i programmi registrati nei conti in prelievo, pari a 12, milioni di MWh (2,9%), con il relativo sbilanciamento a programma, pari a 3, milioni di MWh, in diminuzione del 2,4%. Rimbalzo del Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, che dopo la caduta di ottobre, si riporta 1,88 (+,6 rispetto ad un anno fa) (Grafico 11). Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a novembre e programmi TRANSAZIONI REGISTRATE PROGRAMMI Immissione Prelievo MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Baseload ,% 22,4% Richiesti ,% 1,% ,9% 1,% Off Peak ,7% 2,1% di cui con indicazione di prezzo ,% 29,6% Peak ,6% 2,6% Rifiutati ,% 14,7% 12,% Weekend di cui con indicazione di prezzo ,2% 14,7% Totale Standard ,2% 27,1% Totale Non standard ,% 6,6% Registrati ,2% 8,3% ,9% 1,% PCE bilaterali ,4% 87,6% di cui con indicazione di prezzo ,8% 14,9% MTE ,7% 12,4% Sbilanciamenti a programma ,3% ,4% TOTALE PCE ,3% 1,% Saldo programmi ,3% POSIZIONE NETTA ,4% 3,1% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 8 8

9 mercato elettrico italia Grafico 11: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria MWh MWh 48. 2, ,81 1, , ,82 1,6 1,84 1,84 1,8 Totale contratti Turnover Contratti Turnover (scala dx) 1,93 1,96 1,9 1,7 1,8 1,74 1,68 1,91 1,9 1,82 2,3 1,82 1,91 1,88 1,83 1,83 1,79 1,7 Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov ,84 1,8 Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb ,7 2,3 1,99 1,9 1,91 1,87 REPORT NOVEMBRE 213 2, 1,9 1,8 1,7 1,6 1, NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 9 9

10 mercato gas italia Gli andamenti del mercato italiano del gas A cura del GME A novembre, la domanda complessiva di gas naturale, dopo sette ribassi tendenziali, torna a crescere (+3,7%) grazie soprattutto ai consumi del settore termoelettrico, che interrompono un trend fortemente negativo ancor più lungo, ma anche ai consumi del settore civile, sostenuti dal brusco calo delle temperature dell ultima parte del mese. L aumento della domanda è stato fronteggiato con le erogazioni dagli stoccaggi, più che raddoppiati rispetto al 212, con le IL CONTESTO A novembre, i consumi di gas naturale in Italia, dopo sette ribassi tendenziali consecutivi, tornano a crescere e si attestano a milioni di mc (+3,7% su base annua). L inversione di tendenza va ricondotta principalmente ai consumi del settore termoelettrico, che interrompono un trend negativo che si protraeva da oltre un anno e mezzo, ma anche a quelli del settore civile, sostenuti dal brusco calo delle temperature registrato nell ultima parte del mese. I consumi del termoelettrico salgono pertanto a milioni di mc (+1,%), e quelli del settore civile a 3.48 milioni di mc (+6,7%). In lieve calo, invece, i consumi del settore industriale, pari a milioni di mc (,2%). Le esportazioni, pari a 211 milioni di mc, sono diminuite del 2,3%. Dal lato offerta, calano sia la produzione nazionale, pari a 614 importazioni e la produzione nazionale di gas naturale ancora in flessione. Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME sono stati complessivamente scambiati,1 milioni di MWh (pari al 7,% della domanda complessiva di gas naturale), quasi tutti sulla Piattaforma di Bilanciamento (comparto G+1), ad un prezzo di 28,1 /MWh, inferiore alle quotazioni di novembre al PSV. milioni di mc (6,7%) che le importazioni di gas naturale, pari a milioni di mc (,%). Tra i punti di entrata in netta riduzione le importazioni da Mazara (31,%) e Gela (9,4%) ed il rigassificatore di Cavarzere (42,1%); ancora a regime ridotto il rigassificatore di Panigaglia. In deciso aumento invece le importazioni di gas da Tarvisio, pari a 2.6 milioni di mc (+34,9%) e prossimo ai valori più alti di sempre, e da Passo Gries (+39,1%). Dai sistemi di stoccaggio sono stati erogati 1.32 milioni di mc di gas naturale, più del doppio rispetto a novembre 212 (+121,8%), mentre ne sono stati iniettati solo 71 milioni di mc (+9,%). REPORT NOVEMBRE 213 Figura 1: Bilancio gas trasportato Fonte: dati SRG Ml di mc TWh var. tend. Importazioni ,6,% Import per punti di entrata Mazara ,1 31,% Tarvisio ,6 +34,9% Passo Gries 496,3 +39,1% Gela 233 2, 9,4% Gorizia 1,% Panigaglia (GNL) 1, 97,7% Cavarzere (GNL) 32 3,4 42,1% Livorno (GNL) 74,8 Produzione Nazionale 614 6, 6,7% Erogazioni da stoccaggi ,9 +121,8% Erogazioni da stoccaggi 1,8% Produzione Nazionale 9,4% TOTALE IMMESSO Importazioni 74,8% TOTALE PRELEVATO TOTALE IMMESSO , +4,3% Riconsegne rete Snam Rete Gas , +4,% Industriale ,3,2% Termoelettrico ,6 +1,% Reti di distribuzione ,1 +6,7% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 211 2,2 2,3% TOTALE CONSUMATO ,2 +3,7% Iniezioni negli stoccaggi ,% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 3,2% Iniezioni negli stoccaggi 1,1% Riconsegne rete Snam 9,7% Reti di distribuzione 2,3% Termoelettrico 2,6% Industriale 17,8% TOTALE PRELEVATO , +4,3% * comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 1 1

11 mercato gas italia Nell ultimo giorno del mese la giacenza di gas naturale negli stoccaggi ammontava a milioni di mc, in calo del 12,8% rispetto allo stesso giorno del 212. L aumento (+124,%) delle erogazioni nette da un lato, ed il restringimento (9,2%) dello spazio conferito nell anno termico 213/214 Figura 2: Stoccaggio Stoccaggio Ml di mc ML di mcml di mc Giacenze Giacenze fine fine mese mese Erogazione Iniezioni Spazio conferito Iniezioni Spazio conferito ML di mc nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov A. T. 212/13 A. T. 13/14 nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb A. T. 212/13 A. T. 13/14 A.T. 212 A. T. 213 variazione tendenziale Giacenza (al 3/11/213) ,8% Erogazione (flusso out) ,8% Iniezione (flusso in) 71 +9,% Flusso netto ,% Spazio conferito ,2% Giacenza/Spazio conferito 92,% 3,8 p.p. 1 2, 12, 8, 8, 4, 4,, 4,, 4, 12, 8, 4,, 4, dall altro, hanno ridotto il rapporto giacenza/spazio conferito a 92,% (3,8 punti percentuali su novembre 212). La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale (PSV), in aumento di,63 /MWh (+2,3%) su base annua, si è attestata a 28,1 /MWh. Fonte: dati SRG, StogitEdison Stoccaggi ML di mc 2. Erogazione Iniezione ML di mc Erogazione Stoccaggi Iniezione nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov 3. ML di mc ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott 2. Flusso netto 1. A. T. 212/13 13/14 1. ML di mc 2. Flusso netto nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott A. T. 212/13 A. T. 13/14 A. T. 212/13 13/14 REPORT NOVEMBRE 213 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 11 11

12 mercato gas italia I MERCATI GESTITI DAL GME A novembre nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono stati scambiati,1 milioni di MWh, pari al 7,% della domanda complessiva di gas naturale (4,4% a novembre 212). La quasi totalità dei volumi è stata registrata nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PBGAS); i restanti 18 mila Figura 3: Mercati del gas naturale* MGAS Media Prezzi. /MWh Min MWh in due sessioni del Comparto G1, avviato il 14 novembre 213. Nessuno scambio è stato registrato sul Mercato a pronti del Gas (MPGAS) e sul Mercato a Termine del Gas (MTGAS). Anche nei comparti Royalties, Import e Ex d.lgs 13/1 della Piattaforma Gas (PGAS) non sono stati registrati scambi. Max Fonte: dati GME, ThomsonReuters Volumi. MWh Totale MPGAS MGP MI MTGAS REPORT NOVEMBRE 213 PBGAS Comparto G1 62,7 42,7 82, Comparto G+1 28,1 (27,47) 24,16 32, ( ) PGAS Royalties (3,) (378.9) Import Ex d.lgs 13/1 Tra parentesi i valori nello stesso mese dell'anno precedente MGP MI Royaties PBGAS G1 PBGAS G+1 PSV Pfor** /MWh MGP MI Royaties PBGAS G1 PBGAS G+1 PSV Pfor** Prezzi. /MWh /MWh Prezzi. /MWh Royalties 6 Royalties PBGAS G+1 2 PBGAS G ,1 28, PBGAS G1 62,7 44 PBGAS G1 62, PSV 28,1 36 PSV 28, Pfor** Pfor** 26,74 26, nov nov dic dic gen gen feb feb mar mar apr apr mag mag giu giu lug lug ago ago set set ott ott nov nov A. T. A. 212/13 T. 212/13 A. A. T. T. 13/14 13/ * 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 66 PAGINA 2 PAGINA 12 12

13 BoM2139 BoM21392 mercato gas italia Posizio Prezzo 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 Tabella 1: Mercato a termine del gas naturale, prezzi e volumi 27,74 BoM ,46 M ,63 M ,891 M ,382 Fonte: dati GME M ,8 Q2134 Mercato 27,777 OTC Totale Posizioni aperte Prezzo Prezzo Q2141 Prezzo di controllo* 28,42 Negoziazioni Volumi Registrazioni Volumi Volumi minimo massimo Prodotti Q2142 /MWh /MWh /MWh variazioni 26,972 % N. MWh/g N. MWh/g MWh/g variazioni % MWh/g MWh BoM21311 Q ,93,% 26,328 BoM ,,% M21312 Q ,81,% 27,84 M ,8,% M2142 WS213/214 29,27,% 28,86 M ,119 WS214/21 28,77 Q ,822,% Q2142 SS214 26,972,% 26,648 Q ,644,% Q2144 TY213/214 27,84,% 27,36 SS214 27,31 2,% TY214/21 27,6 WS214/21 28,77,% CY214 28,4 2,% 27,372 TY214/21 27,6,% Totale *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese REPORT NOVEMBRE 213 Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PBGas) sono stati scambiati,1 milioni di MWh, più del doppio rispetto allo stesso mese del 212 (+12,4%), ad un prezzo medio di 28,1 /MWh (+2,3%), livello più basso di,41 /MWh delle quotazioni registrate al PSV. Nei 12 giorni, sui 3 di novembre, in cui il sistema è risultato lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>], sono stati scambiati 2,1 milioni MWh, di cui il 94,3%, pari a 2, milioni di MWh (record storico in media giornaliera), venduti dal Responsabile del Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 26,8 /MWh, minimo degli ultimi nove mesi. Nei restanti 18 giorni con il sistema corto (SCS<), sono stati scambiati 3, milioni di MWh, livello tra i più alti in media giornaliera, di cui il 9,6% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 29,11 /MWh, prossimo al valore massimo annuale. Complessivamente il 92,1% dei volumi scambiati (4,7 milioni di MWh) è stato determinato dall azione di RdB ed il restante 7,9% (4 mila MWh) da scambi tra operatori. Riguardo il Comparto G1, nelle due sessioni con scambi, le offerte degli operatori presentate/accettate sono risultate inferiori alle quantità richieste dal RdB che pertanto ha determinato il prezzo di remunerazione. Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento, comparto G + 1 prezzi e volumi Fonte: dati GME Sbilanciamento complessivo Totale del sistema (SCS) positivo negativo n.giorni 12/3 n.giorni 18/3 /MW h Prezzo. /MWh 28,1 (+2,3%) 26,8 34, 29,11 32, Acquisti. MWh (+12,4%) , RdB (+1447,1%) Operatori (+1,%) 28, , Vendite. MWh (+12,4%) , RdB (12,3%) , Operatori (+126,2%) , 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, 29, 28, 27, 26, 2, 24, /MWh 3, 28, 26, 24, 22, 27, /MWh 2, 26, 27, N. 26, N. 26, giorni /MWh /MWh Volumi Prezzi 9. MW h MWh Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov A.T. 212/13 A. T. 13/14 24/3 2/31 2/31 9/28 9/31 1/3 22/31 26/3 18/31 2/31 1/3 23/31 12/3 6/3 11/31 11/31 19/28 22/31 1/3 9/31 4/3 13/31 6/31 2/3 8/31 18/3 MWh MWh MWh MWh SCS positivo SCS negativo Prezzo Prezzo NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 13 13

14 mercati energetici europa Tendenze di prezzo sui mercati energetici europei A cura del GME Il mese di novembre registra una conferma della tendenza moderatamente ribassista in atto sul petrolio e sui prodotti della sua raffinazione, a fronte di una prima significativa ripresa dei prezzi europei del gas, sostanzialmente allineati come un anno fa. Sui mercati elettrici, in linea con la tipica dinamica stagionale, gli incrementi più consistenti si rilevano sulle quotazioni francesi, che riducono il loro differenziale dal più elevato prezzo italiano, sceso peraltro sui livelli minimi dell ultimo quadrimestre, aumentandolo invece dal solitamente allineato riferimento tedesco. REPORT NOVEMBRE 213 Nel mese di novembre il prezzo del Brent (18 $/bbl) subisce una lieve flessione, di pari intensità sia su base mensile che su base tendenziale (2%), confermando la dinamica al ribasso intrapresa già a ottobre. In tal senso, il trend decrescente che ha interessato le quotazioni spot dei greggi internazionali nel corso dell ultimo trimestre, molto più accentuato per il WTI statunitense, produce effetti significativi sui prezzi futures dei prodotti a scadenza più immediata, non mostrando, invece, impatti di rilievo sulle quotazioni relative al 214. Come di consueto accade, l andamento di olio combustibile e gasolio risulta analogo a quello della commodity di riferimento. I due derivati petroliferi, infatti, si attestano rispettivamente a 97 $/MT e 914 $/MT, evidenziando un decremento rispettivamente pari a 1% e 2%, su base congiunturale, e a 2% su base annuale. In linea con tali dinamiche appaiono anche le quotazioni spot del carbone che, interrompendo il trend moderatamente crescente osservato da settembre, ripiegano in Europa a 83, $/MT (1% rispetto a ottobre). Tale fenomeno favorisce una perfetta convergenza del prezzo continentale a quello sudafricano, entrambi ancora significativamente più bassi del riferimento cinese, peraltro in forte crescita congiunturale. In ottica prospettica, le aspettative degli operatori, pur risultando in lieve crescita, segnalano quotazioni in ulteriore diminuzione rispetto al livello attuale e attorno a 82 $/MT. In questo contesto, la crescita tendenziale del cambio dollaro/euro, rimasto sostanzialmente sui livelli massimi annui (1,3 $/, +%), procura, nella conversione in moneta europea dei prezzi dei combustibili, un rafforzamento delle riduzioni osservate rispetto al 212, salite tra 7% e 12%. Newsletter Novembre 13 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 ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) FUEL UdM Nov 13 2 FUEL ultima quot. future M1 Dic 13 Gen 14 Feb PETROLIO $/bbl 18,1 crude 2 % oil 2 % 11,86 1,6 3 % 17,86 1 % 17,46 1,82 + % Brent FOB /bbl 8,6 brent 1 crude % future 7 % 78,21 79,91 79,62 78,4 OLIO COMB. $/MT 97,11 fuel 1 oil % 2 % 94,38 94,94 1 % 96,76 1 % 97,3 96,64 1 %.1 FOB Barge /MT 442,8 FO + 1.% % NWE 7 % 44,8 442,14 442,69 442,1 GASOLIO $/MT 913,6 gasoil 2 % 2 % 944, 927,29 1 % 926,21 1 % 92,37 1 %.1 FOB ARA /MT 677,16 gasoil 1 % future 7 % 687,3 686,24 68,8 CARBONE $/MT 83, coal 1 % 7 % 8,7 82, % 81, % 81,3 82, 1 % ARA Stm 6K C /MT 61,93 API2 + CIF % 12 % 61,26 6,63 6,27 6,78 CAMBIO $/ USD/EUR 1,3 FX 1 % + % 1,3 1 % 1,3 1 % 1,3 1,3 1 % FX USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1, Fonte: ThomsonReuters Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. $/bbl $/ 13 1, NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA ,8 1,7

15 Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) PETROLIO $/bbl 18,1 2 % 2 % mercati energetici europa crude oil 11,86 1,6 3 % 17,86 1 % 17,46 1,82 + % Tabella Brent FOB 1: Greggio /bbl e combustibili, 8,6 brent quotazioni 1 crude % future mensili 7 % spot e a termine. 78,21 Media aritmetica. 79,91 79,62 78,4 OLIO COMB. $/MT 97,11 fuel 1 oil % 2 % 94,38 94,94 1 % 96,76 1 % 97,3 96,64 1 %.1 FOB Barge Quotazioni /MT a pronti 442,8 ( /MWh) FO + 1.% % NWE 7 % 44,8 442,14 Quotazioni a termine 442,69 ( /MWh) 442,1 GASOLIO Newsletter $/MT Novembre 913,6 gasoil 2 % 13 Tendenze 2 % 944,di prezzo 927,29 e Prospettive 1 % 926,21 sui Mercati 1 % 92,37 Energetici (pag 1) 1 %.1 FOB FUEL ARA /MT UdM 677,16 Nov 13 2 gasoil 1 % future FUEL ultima quot. 7 % future M1 687,3 Dic ,24 Gen 14 68,8 Feb CARBONE $/MT 83, coal 1 % 7 % 8,7 82, % 81, % 81,3 82, 1 % Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica. ARA PETROLIO Stm 6K C /MT $/bbl 61,93 18,1 API2 crude + 2 CIF % oil 12 2 % 11,86 61,26 1,6 3 % 6,63 17,86 1 % 6,27 17,46 6,78 1,82 + % CAMBIO Brent FOB $/ Quotazioni USD/EUR /bbl a pronti 1,3 8,6( /MWh) FX brent 1 crude % future + 7 % 1,3 78,21 1 % 1,3 79,91 Quotazioni 1 % a termine 1,3 79,62( /MWh) 1,3 78,4 1 % FX fuel USD oil 94,38 94,94 1, 1 % 96,76 1, 1 % 97,3 1, 96,64 1, 1 %.1 FOB FUEL Barge UdM /MT Nov 442,8 13 FO Var + 1.% M1 % 2 FUEL NWE 7 % ultima quot. 44,8 future M1 Dic 13 Var M1 442,14 Gen 14 Var M1 442,69 Feb 14 Var M1 442,1 214 Var M1 Grafico GASOLIO 1: Greggio $/MT e tasso 913,6 di cambio, gasoil 2 andamento % 2 % mensile 944, dei prezzi spot 927,29e a termine. 1 % Media 926,21aritmetica. 1 % 92,37 1 %.1 FOB ARA /MT 677,16 gasoil 1 % future 7 % 687,3 686,24 68,8 PETROLIO $/bbl $/bbl 18,1 crude 2 oil 2 11,86 1,6 3 % 17,86 1 % 17,46 1,82 + % CARBONE $/MT 83, coal 1 % 7 % 8,7 82, % 81, % 81,3 82, $/ 1 % Brent FOB /bbl 8,6 brent 1 crude future ,21 79,91 79,62 78,4 ARA Stm 6K C /MT 61,93 API2 + CIF % 12 % 61,26 6,63 6,27 6,78 1,9 OLIO COMB. $/MT 97,11 fuel oil 2 94,38 94,94 1 % 96,76 1 % 97,3 96,64 1 % CAMBIO $/ USD/EUR 1,3 FX 1 % + % 1,3 1 % 1,3 1 % 1,3 1,3 1 %.1 12 FOB Barge /MT 442,8 FO + 1.% % NWE 7 % 44,8 442,14 442,69 442,1 1,8 FX USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1, GASOLIO $/MT 913,6 gasoil 2 % 2 % 944, 927,29 1 % 926,21 1 % 92,37 1 % 11 1,7.1 FOB ARA /MT 677,16 gasoil 1 % future 7 % 687,3 686,24 68,8 Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. CARBONE 1 $/MT 83, coal 1 % 7 % 8,7 82, % 81, % 81,3 82,1,6 1 % Grafico FX OLIO USD COMB. 1: Greggio $/MT e tasso 97,11 1, di cambio, 1 % andamento 2 % mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica ARA $/bbl Stm 6K C /MT 61,93 API2 + CIF % 12 % 61,26 6,63 6,27 6,78$/ 9 1, CAMBIO 13 $/ USD/EUR 1,3 FX 1 % + % 1,3 1 % 1,3 1 % 1,3 1,31,9 1 % FX 8USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1,1,4 12 1,8 7 Grafico 11 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 6 1,2 $/bbl ,6 $/ ,9 9 1, 12 Grafico 8 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 11 $/MT 7 Grafico 9 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica 8 FUEL UdM Nov 13 2 FUEL ultima quot. future M1 Grafico 1 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 7 Fonte: ThomsonReuters 1,4 1,7 $/bbl 1,3 $/MT $/bbl , Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Dic 13 Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Gen Feb 14 Newsletter Novembre 13 Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1) ,3 1,7 1,8 141,6 1,2 1, 12 1,4 1 1, $/bbl REPORT NOVEMBRE Grafico 6 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1 $/MT Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica Fonte: ThomsonReuters Grafico : Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Fonte: ThomsonReuters NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 4 PAGINA 2 PAGINA 1 1

16 mercati energetici europa Decisamente più consistenti le variazioni osservate sui mercati del gas, dove, quasi a segnalare il differimento di un mese dell usuale aumento del prezzo rilevato in corrispondenza dell avvio dell anno termico, le quotazioni ai principali hub europei salgono, allineandosi su 27/28 /MWh. La diversa intensità dei rincari registrati su base mensile (+1/+6%) favorisce, analogamente a quanto accadeva un anno fa, un calo dello spread (1,11 /MWh;,66 /MWh) tra il PSV (28,27 Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica GAS Area Nov 13 Quotazioni a pronti ( /MWh) 2 ultima quot. future M1 Dic 13 /MWh; +2%) e il TTF (27,18 /MWh; +%). Merita peraltro rilevare che la crescita congiunturale al punto di scambio italiano appare trainata dai consistenti incrementi registrati nei giorni finali del mese, quando il prezzo ha toccato anche i 34 /MWh, livello massimo da febbraio 212. In proiezione, la propensione al rialzo osservata su base spot si riflette in forma ridotta sui mercati a termine, sui quali si evidenziano per i mesi a venire aumenti pari all 1%. Newsletter Novembre 13 Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2) Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Quotazioni a termine ( /MWh) Gen 14 Feb 14 GY 214/1 REPORT NOVEMBRE 213 PSV IT 28, % + 1 % 27, 29,47 TTF NL 27,18 + % % 26, 27, % 28, 26, % CEGH AT 27, % + 1 % 26,7 27,9 NBP UK 27, % % 26,68 28, % 29, % 29,42 26, % /MWh Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Fonte: ThomsonReuters Sui mercati elettrici, infine, come solitamente osservato in Area Nov 13 Var Paese Gestor M12 ultima quot. questo periodo, si registra uno scollamento dei e prezzi future M1 centroeuropei, con i riferimenti ITALIA francese 61,73 e svizzero 4 % 4 (49 % /MWh circa) che si allontanano FRANCIA dalla quotazione 49,11 + tedesca 1 % + 3 %(39,22 /MWh) GERMANIA 39, % 12 % per avvicinarsi al più elevato livello italiano (61,73 /MWh). In SPAGNA 41,81 19 % 1 % effetti, a novembre, AREA SCANDINAVA i rialzi maggiori 36,7 interessano 4 % + 7 % proprio i due AUSTRIA 39,1 + 4 % 13 % paesi disposti lungo la frontiera nord italiana (+1/+13% rispetto SVIZZERA 49, % + % ad ottobre), che riducono il loro differenziale con l Italia (4%), portandolo /MWh al minimo dal novembre 211 (13 /MWh circa), e Quotazioni a pronti ( /MWh) Volumi a pronti (TWh) Area Nov 13 2 TWh Quotazioni a termine ( /MWh) allargano la forbice con la Germania, fissandola al massimo valore Gen 14 dall aprile Feb 14 scorso (1 214 /MWh circa). Quest ultimo fenomeno, pur risultando particolarmente amplificato rispetto al 212, come evidenziano le contrapposte variazioni tendenziali osservate sui prezzi quotati su Epex (Francia: +3%, Germania: 12%), trova consolidamento nei futures che prevedono nel prossimo trimestre uno spread tra i due paesi compreso tra 12 /MWh e 1 /MWh. ES nome OMIP Borsa Ita 48,3 47,94 2 % 1, + 3 %,92 48,81 NO nome Nasdaq EEX 36,2 39,2 % 41,1 % 41,67 36,47 nome Nasdaq nome OMIP ITALIA 1, 1 % + 6 % 2 FRANCIA, + 6 % + 7 % NEWSLETTER NEWSLETTER DEL 1 GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 4 PAGINA 2 PAGINA Dic 13 IT Borsa Ita 62,14 FR EEX 46,2 2,3 + %,81 2 % 6,24 42,77 DE EEX 38, 37,64 4 % 41,7 2 % 43,87 37,

17 2 ultima quot. GY GAS Area Nov 13 Dic 13 Gen 14 Feb future M1 214/1 PSV IT 28, % + 1 % 27, 29,47 TTF 3 NL 27,18 + % % 26, 27, % 28, 26, % PSV IT 28, % , 29,47 CEGH AT 27, % + 1 % 26,7 27,9 TTF NL 27, , 27, % 28, 26, % NBP UK 27, % % 26,68 28, % 29, % 29,42 26, % CEGH 26 AT 27, ,7 27,9 28 mercati energetici europa NBP 24 UK 27, % % 26,68 28, % 29, % 29,42 26, % /MWh 36 /MWh Figura 2: Borse europee, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Regolarmente 8 Area Nov 13 in ripresa dallo scorso luglio, 3 NordPool conferma il suo ruolo di borsa più capiente, con 29,2 TWh ITALIA 1, 1 % + 6 % 2 scambiati, 6 dato che eguaglia quello del 212, grazie al più alto 6 FRANCIA, + 6 % + 7 % 1 incremento mensile GERMANIA osservato 2, sui listini 7 % analizzati. % Seguono, Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Figura 3: Borse europee, volumi annuali e mensili sui mercati spot Fonte: ThomsonReuters 22 FRANCIA 49,11 + FR 1 % + EEX 3 % 46,2 2,3 + %,81 2 % 6,24 42,77 2 GERMANIA 39,22 + DE 4 % EEX 12 % 38, 37,64 4 % 41,7 2 % 43,87 37, SPAGNA 41,81 nome ES 19 % Borsa OMIP 1 % Ita 48,3 47,94 2 % 1, + 3 %,92 48, AREA SCANDINAVA 36,7 NO nome 4 % + Nasdaq EEX 7 % 36,2 39,2 % 41,1 % 41,67 36, AUSTRIA 39,1 + nome 4 % Nasdaq 13 % SVIZZERA 49,33 + nome 13 % + OMIP % Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica /MWh Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) 9 Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) 8 Area Nov 13 Var Paese Gestor M12 ultima quot. Var Area Nov 13 Gestor M12 e ultima future quot. M1 Dic 13 Var Gen 14 M1 Var Feb 14 M Paese e future M1 Dic 13 Gen 14 Feb ITALIA 6 61,73 IT4 % Borsa 4 % Ita 62,14 ITALIA FRANCIA 61,73 49,11 IT4 + FR 1 % Borsa 4 Ita + EEX 3 % 46,2 2,3 + %,81 2 % 6,24 62,14 42,77 FRANCIA 49,11 FR 1 + EEX 3 46,2 2,3 +,81 2 % 6,24 42,77 GERMANIA 4 39,22 + DE 4 % EEX 12 % 38, 37,64 4 % 41,7 2 % 43,87 37, GERMANIA 39,22 + DE 4 EEX 12 38, 37,64 4 % 41,7 2 % 43,87 37, SPAGNA 41,81 nome ES 19 % Borsa OMIP 1 % Ita 48,3 47,94 2 % 1, + 3 %,92 48,81 SPAGNA 3 41,81 ES nome 19 % OMIP Borsa 1 Ita 48,3 47,94 2 % 1, + 3 %,92 48,81 AREA SCANDINAVA 36,7 NO nome 4 % + Nasdaq EEX 7 % 36,2 39,2 % 41,1 % 41,67 36,47 AREA SCANDINAVA 2 36,7 NO nome + Nasdaq EEX 7 36,2 39,2 % 41,1 % 41,67 36,47 AUSTRIA 39,1 + nome 4 % Nasdaq 13 % AUSTRIA 39,1 + nome 4 Nasdaq 13 1 SVIZZERA 49,33 + nome 13 % + OMIP % SVIZZERA , nome 8 13 % OMIP /MWh TWh /MWh Volumi a pronti (TWh) SPAGNA 1,3 + 3 % + 6 % AREA SCANDINAVA 29,2 + 8 % % AUSTRIA,6 23 % 29 % SVIZZERA 1, + 1 % + 2 % nell ordine, il mercato francotedesco (2, TWh), Spagna e Italia, con quest ultima tornata ormai sui 1 TWh dopo una prima parte d anno passata stabilmente attorno a 2 TWh. Fonte: ThomsonReuters Volumi a a pronti (TWh) Area Area Nov Quotazioni a pronti ( /MWh) Area Nov 13 Var Paese Gestor M12 e 2 ITALIA ITALIA 1, 1, 1 % + 6 % FRANCIA FRANCIA,, + 6 % + 7 % GERMANIA GERMANIA 2, 2, 7 % % SPAGNA SPAGNA 1,3 1,3 + 3 % + 6 % AREA AREA SCANDINAVA SCANDINAVA 29,2 29,2 + 8 % % AUSTRIA AUSTRIA,6, % % SVIZZERA SVIZZERA 1, 1, + 1 % + 2 % ultima quot. future M1 1 TWh Dic Quotazioni a termine ( /MWh) Gen Feb 14 ITALIA 61,73 IT4 % Borsa 4 % Ita 62, REPORT NOVEMBRE 213 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 4 PAGINA 2 PAGINA 17 17

18 mercati per l'ambiente Mercato dei titoli di efficienza energetica A cura del GME Nel mese di novembre sul Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica, sono stati scambiati TEE, in aumento rispetto ai TEE scambiati a ottobre. Dei TEE sono stati scambiati TEE di Tipo I, TEE di Tipo II,.82 di Tipo II CAR, e di Tipo III. Rispetto al mese di ottobre, si registra un aumento dei prezzi medi pari a 3,67 % per la Tipologia I, 3,17 % per la Tipologia II, 3,73% per la Tipologia II CAR, 3,1 % per la Tipologia III. Analizzando l andamento specifico dei prezzi di questo mese, si rileva che i titoli di Tipo I sono stati scambiati ad una media di 13,8 (rispetto a 1,17 di ottobre), i titoli di Tipo II ad una media di 13,47 (rispetto a 1,29 di ottobre), i titoli di Tipo II CAR a 13,71 (99,98 98 ad ottobre), i titoli di Tipo III ad una media di 13,86 (1,34 nel mese a confronto). I titoli emessi dall inizio dell anno sono pari a ( di Tipo I, di Tipo II, 92.7 di Tipo II CAR e di Tipo III, 24 di Tipo V). Dall inizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a REPORT NOVEMBRE 213 TEE, risultati del mercato del GME novembre 213 Tipo I Tipo I Tipo II Tipo II Tipo Tipo IICAR IICAR Tipo III Tipo III Volumi scambiati (n.tee) Valore Totale ( ) , , , , Prezzo minimo ( /TEE) 11, 1,9 11, 11, Prezzo massimo ( /TEE) 17, 17, 16,8 17, Prezzo medio ( /TEE) 13,8 13,47 13,71 13,86 TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine novembre 213 (dato cumulato) Totale: TIPO I TIPO II TIPO II_CAR TIPO III TIPO V NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 18 18

19 mercati per l'ambiente TEE scambiati dal 1 gennaio 213 N. TEE Mercato: Bilaterali: REPORT NOVEMBRE Tipo I Tipo II Tipo IICAR Tipo III Tipo V TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 213) /tep minimo massimo medio 12, 11, 116, 11, 11, 11, 11, 19,6 1, 14,8 13,63 16,4 1, 9, 97,1 1, 99,8 98, 9, 87,8 87,81 87,8 8, Tipo I Tipo II Tipo IICAR Tipo III Tipo V Tipologia Tipologia NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 19 19

20 mercati per l'ambiente TEE, prezzi sul mercato GME (sessioni da gennaio 211 a novembre 213) /tep 11, 113, 11, 18, 1, 13, 1, 98, 9, 93, 9, 88, Tipo I Tipo II Tipo IICAR Tipo III Tipo V data data sessione sessione mercato mercato REPORT NOVEMBRE 213 Nel corso del mese di novembre 213 sono stati scambiati TEE attraverso contratti bilaterali delle varie tipologie. La media dei prezzi dei TEE scambiati attraverso i bilaterali è stata pari a 1,46 /tep minore di 3,18 /tep rispetto alla media registrata sul mercato organizzato di 13,64 /tep. Nel grafico sottostante vengono evidenziati i volumi scambiati bilateralmente per ciascuna classe di prezzo: TEE scambiati per classi di prezzo novembre TEE scambiati per classi di prezzo settembre 213 TEE scambiati per classi di prezzo novembre 213 TEE scambiati per classi di prezzo settembre Quantità Quantità Quantità (1) [12) [23) [34) [4) [6) [67) [78) [89) [91) 1+ (1) [12) [23) [34) [4) [6) [67) [78) [89) [91) 1+ Classi di prezzo ( /tep) (1) [12) [23) [34) Classi [4) di prezzo [6) ( /tep) [67) [78) [89) [91) 1+ Classi di prezzo ( /tep) NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 2 2

21 mercati per l'ambiente Mercato dei certificati verdi A cura del GME Sul Mercato dei Certificati Verdi 1, nel mese di novembre 213, sono stati scambiati CV, in aumento, rispetto ai CV, negoziati nel mese di ottobre. La concentrazione degli scambi ha visto il prevalere, della tipologia di CV con anno di rifermento 213 II Trim, con una numerosità pari a (2.746 CV 213 II Trim a ottobre), della tipologia di CV 213 I Trim, con un volume pari a 3.28 titoli scambiati ( CV 213 I Trim nel mese di ottobre) e della tipologia di CV con anno di riferimento 212, con un volume pari a (33.32 CV 212 il mese scorso). Seguono la tipologia 213 III Trim con CV sul mercato ( CV 213 III Trim, lo scorso mese), la tipologia di CV relativa all anno di produzione 211, che ha conseguito un volume di scambi pari a ( CV 211 nel mese a confronto) ed infine, la tipologia di CV 211 TRL con un volume di scambi pari a 2.436, assente sul mercato dalla sessione del 16 gennaio. Per quanto riguarda l andamento dei prezzi medi i CV 213 III Trim, i CV 213 II Trim e i CV 211 hanno registrato un aumento rispetto al mese precedente pari rispettivamente a 3,14 /MWh, 2,26 /MWh e 1,93 /MWh, mentre per i CV 213 I Trim e i CV 212, l aumento è stato inferiore (pari a 1,2 /MWh per i CV 213 I Trim e 1,2 /MWh per i CV 212). In particolare, il prezzo medio ponderato dei CV 213 I Trim è stato pari a 88,14 /MWh, dei CV 213 II Trim è stato pari a 87,48 /MWh, il prezzo medio dei CV 213 III Trim è stato pari a 86,94 /MWh; il prezzo medio dei CV 211 è stato pari a 84,3 /MWh, il prezzo medio dei CV 212 è stato pari a 84,27 /MWh e infine il prezzo medio dei CV 211 TRL è stato pari a 83,93 / MWh. (1) Da febbraio 28, in applicazione della Legge Finanziaria 28, è stata modificata la taglia dei Certificati Verdi (CV), che è passata da MWh ad 1 MWh. REPORT OTTOBRE 213 CV, risultato del mercato GME novembre 213 Periodo di riferimento 211_Tipo_CV _Tipo_CV_TRL212_Tipo_CV 211_TRL _Tipo_CV_Trim_I I Trim _Tipo_CV_Trim_II II Trim _Tipo_CV_Trim_III III Trim 213 Volumi scambiati (n.cv) Valore Totale ( ) , , , , , ,26 Prezzo minimo ( /CV) 82,7 82,9 82,92 87,61 86,6 77,8 Prezzo massimo ( /CV) 86,2 84, 8,7 88,6 88,36 87,7 Prezzo medio ( /CV) 84,3 83,93 84,27 88,14 87,48 86,94 3, 1,1 2,83,99 1,71 9,9 CV, numero di certificati scambiati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 213) N. CV Totale CV: _TRL _TRL _TRL I Trim 213 II Trim 213 III Trim 213 Tipologia Tipologia NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 21 21

22 mercati per l'ambiente CV, controvalore delle transazioni per anno di riferimento (sessioni da gennaio 213) Milioni di 3, 281,9 2, 2, 1, 92,76 1, 11,48 REPORT NOVEMBRE 213,, 46,9,4,81 6,37,28 7, _TRL _TRL _TRL I Trim 213 II Trim 213 III Trim 213 Tipologia Tipologia CV, prezzi dei certificati per anno di riferimento (sessioni da gennaio 213) /MWh Prezzo minimo Prezzo massimo Prezzo medio 89, 88,6 88,36 87, 86,2 86,44 8,7 8,9 8, 8, 8, 87,7 8,23 83, 81, 79, 77, 7, 83, 83,6 82,48 81,77 83, 81,16 81,2 8,2 8,1 79,74 79,8 79, 77, 78, 77,8 76, 76, _TRL _TRL _TRL I Trim 213 II Trim 213 III Trim 213 Tipologia Tipologia NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 22 22

23 mercati per l'ambiente Nel corso del mese di novembre 213 sono stati scambiati Certificati Verdi attraverso contratti bilaterali, ( CV il mese scorso) delle varie tipologie. La media dei prezzi dei CV scambiati bilateralmente, nel corso CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo novembre CV scambiati bilateralmente per fasce di prezzo novembre 213 del mese di novembre, è stata pari a 81,38 /MWh minore di,38 /MWh rispetto alla media registrata sul mercato organizzato (86,76 /MWh) REPORT NOVEMBRE 213 Quantità Quantità (1) [12) [23) [34) [4) [6) [67) [78) [89) [91) 1+ Classi di prezzo ( /MWh) Classi di prezzo ( /MWh) NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 23 23

24 mercati per l'ambiente Mercato europeo delle unità di emissione A cura del GME Nel mese di novembre 213 sono state scambiate sulle piattaforme europee 779,3 milioni di EUAs, in diminuzione dello,68 % rispetto al mese precedente (784,6 milioni di EUA a ottobre fonte Point Carbon). Da inizio anno, i volumi delle EUAs sono in crescita del,3 % rispetto ai primi 11 mesi del 212 a causa delle aste programmate per le emissioni effettuate da parte dei governi (84, milioni le EUAs offerte). Inoltre, le aspettative di mercato, sensibili ai rumors relativi all approvazione della legge comunitaria sulla proposta di backloading, si sono riversate sui prezzi, segnando nel mese di settembre un aumento poi riassorbito. La definizione del processo legislativo, infatti, sembra essere prevista successivamente al primo semestre 214. Riguardo le rilevazioni dei prezzi settimanali, del contratto spot (EU Emission Allowances 21322) registrate sul mercato EEX, si registra un andamento pari a 4,8 /tonn a inizio mese e 4,34 /tonn a fine mese. REPORT NOVEMBRE 213 EUA, mercato a pronti media settimanale (213) Fonte: elaborazione GME su dati Thomson Reuters 6 /tco2 EEXEUEA ICEECXEUA 6 / t CO Settimane Settimane NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 24 24

25 mercati per l'ambiente In relazione, all evoluzione mensile dei prezzi del contratto future di riferimento, con consegna Dicembre 213 (ICE ECX EUA DEC_13 monthly) il titolo ha chiuso con settlement price a 4,62 /tonn all inizio del mese sino a chiudere a fine mese, con settlement price pari a 4,36 /tonn. EUA, mercato a termine, prezzi settimanali 6 / t CO2 NordPool Il grafico sottostante rappresenta l andamento medio settimanale delle EUAs con scadenza 213 sui maggiori mercati europei. Fonte: elaborazione GME su dati Thomson Reuters ECX REPORT NOVEMBRE Settimane NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 2 2

26 approfondimenti scenari energetici: tra vecchie conferme e nuove tendenze di Lisa Orlandi (RIE) (continua dalla prima) Meno identificabile una tendenza netta per quel che riguarda le aree di volta in volta esaminate, ma nel complesso si nota un progressivo spostamento dell interesse da macroaree a singoli paesi: Cina, India, Brasile, Russia i più discussi. Relativamente ai temi trattati, risulta dominante la questione ambientale che seppur con accenti diversi è quasi sempre presente e spesso focalizzata sul cambiamento climatico. Si annovera poi il crescente interesse per il potenziale ancora inespresso dell efficienza energetica, che nell ultimo WEO viene definitivamente considerata come fonte energetica alternativa l unica ad incontrare simultaneamente obiettivi economici, di sicurezza energetica e di tutela dell ambiente e quindi trattata alla stregua delle fonti tradizionali. Da ultimo, emerge una spiccata attenzione agli investimenti in infrastrutture energetiche, ai sussidi alle fonti fossili e all accesso universale alle moderne forme di energia. Concludiamo la disamina qualitativa dei WEO degli ultimi 2 anni con un cenno al mutamento della tipologia di scenari proposta. Questo ambito si presta a diverse considerazioni, in relazione all orizzonte temporale considerato, alla numerosità degli scenari presi in esame e alla loro tipologia. Fino al 21, le previsioni abbracciavano un lasso temporale intorno ai 2 anni; l esercizio previsivo è diventato invece più complesso a partire dal 22 quando l orizzonte è stato esteso oltre i due decenni (orizzonte 23 tra il 22 e il 29; 23 dal 21 in avanti). Anche numerosità e tipologia degli outlook proposti sono cambiate significativamente nel tempo, riflettendo, di volta in volta, quanto accaduto nell ultimo anno considerato a consuntivo, in modo da tener conto dei dati, delle politiche e degli avvenimenti più recenti e potenzialmente impattanti sulle dinamiche attese, nonché dell incertezza che circonda alcune assunzioni di base (generalmente andamento del PIL mondiale e dei prezzi del petrolio) per le quali si ritiene utile formulare ipotesi alternative. Fino al 1999, lo scenario chiamato Reference è del tipo Business As Usual (BAU), in cui si ipotizza che le esistenti tendenze di mercato e tecnologiche proseguano in futuro e si considera solo lo stato attuale delle politiche. A questo si affiancano, di volta in volta, outlook che tengono conto di politiche e/o tecnologie alternative che vanno oltre le tendenze, i piani e le proposte correnti e che rappresentano un utile completamento alle proiezioni BAU, in considerazione della dinamicità e discontinuità che osservano, nella realtà dei fatti, il quadro politico e le dinamiche tecnologiche e di mercato. Ne sono un esempio, i casi Capacity Constraints e Energy Savings proposti nel 199 e 1996 che presuppongono, rispettivamente, l impossibilità dell offerta di tenere il passo dei consumi ai livelli di prezzo correnti e miglioramenti rilevanti di efficienza energetica tali da ridurre significativamente la richiesta mondiale; di conseguenza, pur assumendo lo stesso tasso di crescita economica, approdano a risultati molto diversi lato domanda. Dal 2 al 29, il concetto di Scenario Reference viene poi ampliato rispetto al BAU; nonostante sia costruito valutando solo le misure governative già prese, inizia a tener conto di un set di nuove policy dei Paesi OCSE, prevalentemente orientate alla lotta al cambiamento climatico e non incluse nel BAU. Si tratta di misure politiche già annunciate anche se in alcuni casi solo parzialmente implementate. Anche in questi anni, all outlook di riferimento vengono affiancate proiezioni alternative che poggiano su differenti ipotesi di base o su un più ampio range di politiche e tecnologie. Infine, nel 21 si assiste ad un ulteriore cambiamento nell approccio utilizzato: lo scenario di riferimento diventa quello di maggior consenso (o di valori attesi) e viene denominato New Policies Scenario in quanto tiene conto anche di politiche governative dichiarate ma non ancora implementate. A questo si affiancano uno scenario alternativo noto come scenario 4 che include misure in tema di cambiamento climatico più forti di quelle ipotizzate nel New Policies e finalizzate a limitare la concentrazione in atmosfera dei gas ad effetto serra a 4 parti per milione e lo scenario Politiche Correnti che prima rappresentava il Reference case impiegato come parametro rispetto al quale valutare le implicazioni di nuove politiche e di significativi mutamenti tecnologici e/o di mercato. APPROFONDIMENTI NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 26 26

27 approfondimenti scenari energetici: tra vecchie conferme e nuove tendenze APPROFONDIMENTI NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 66 PAGINA 2 PAGINA 27 27