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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.65 NOVEMBRE '13 approfondimenti IL RUOLO DEL CARBONE NEL MERCATO ELETTRICO EUROPEO di Claudia Checchi, Ana Georgieva REFE La rinascita del carbone I tempi sono particolarmente duri per i produttori di energia elettrica da fonti convenzionali: alla crescita esponenziale delle fonti rinnovabili, per lo più incentivate e quindi escluse dal gioco competitivo, si sono uniti gli effetti della crisi economica: domanda debole e prezzi in calo hanno messo a rischio la redditività di impianti anche recenti e tecnologicamente avanzati. In questo quadro si parla sempre più spesso di rinascita del carbone: lungi dall essere stato abbandonato, come prospettato alla vigilia della messa in atto delle politiche di decarbonizzazione europee, l uso del combustibile ritenuto tra i maggiormente inquinanti è in aumento in molti paesi europei: solo tra il 211 ed il 212 la quota di produzione di energia elettrica da carbone sul totale della produzione termoelettrica è salita del 2% in Italia (+1.6 TWh), dell 11% in Francia (+4.4 TWh) e del 4% in Germania (+22 TWh) portando questo combustibile a coprire rispettivamente il 13%, il 4% ed il 47% del consumo interno lordo (Figura 1). In assenza di rilevanti incrementi di capacità installata tale aumento è sintomatico di uno sfruttamento più intenso degli impianti esistenti, a detrimento principalmente della produzione degli impianti alimentati a gas. La quota nei mix produttivi di questi impianti in tutti i paesi analizzati si è invece notevolmente ridotta, a seguito della competizione sia delle fonti rinnovabili che, appunto, del carbone. Figura 1: Quota del carbone nel mix produttivo nazionale per l'italia, Francia e Germania (%) (%) (%) su generazione termo su consumo interno lordo 9% su generazione termo su generazione termo su consumo interno lordo su consumo interno lordo 8% 9% 9% 7% 8% 8% 6% 7% 7% 5% 6% 6% 4% 5% 5% 3% 4% 4% 2% 3% 3% 1% 2% 2% 1% 1% % % Italia Francia Germania ITALIA FRANCIA 212 GERMANIA Fonte: elaborazioni REFE dei dati di Terna, RTE e AGEB Italia Francia Germania Italia Francia Germania Fonte: elaborazioni REFE dei dati di Terna, RTE e AGEB Fonte: elaborazioni REFE dei dati di Terna, RTE e AGEB continua a pagina 26 in questo numero REPORT/ OTTOBRE 213 Mercato elettrico Italia pag 2 Mercato gas Italia pag 1 Mercati energetici Europa pag 14 Mercati per l'ambiente pag 18 APPROFONDIMENTI Il ruolo del carbone nel mercato elettrico europeo di Claudia Checchi, Ana Georgieva REFE pagina 26 NOVITA' NORMATIVE pagina 31 APPUNTAMENTI pagina 34

2 mercato elettrico italia Gli esiti del mercato elettrico A cura del GME Ad ottobre, i volumi di energia elettrica scambiati nel Mercato del Giorno Prima segnano ancora una flessione su base annua (2,2%). In calo sia le importazioni (7,1%) che le vendite da unità di produzione nazionale (1,%), ed in particolare quelle da impianti termoelettrici tradizionali. Prosegue, invece, la crescita della produzione da impianti a fonte rinnovabile sostenuta ad ottobre dall idroelettrico (+3,3%) e dal solare (+19,1%). La liquidità del mercato si attesta al 63,% (+5,6 punti percentuali su ottobre 212). Il prezzo di acquisto dell energia elettrica nella borsa italiana (PUN), in lieve flessione sia sul mese precedente sia su ottobre 212, si porta a 64,37 /MWh. Anche nel Mercato a Termine dell energia (MTE) non si registrano significative variazioni dei prezzi rispetto a settembre con il prodotto Anno 214 baseload fermo a 61,65 /MWh. Le transazioni registrate nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) segnano la prima flessione tendenziale (7,1%) dopo cinque anni di crescita ininterrotta. REPORT OTTOBRE 213 MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP) Il prezzo medio di acquisto (PUN), al terzo lieve calo congiunturale (,35 /MWh;,5%), ad ottobre ha anche registrato la più modesta flessione tendenziale degli ultimi quattordici mesi (1,49 /MWh; 2,3%), portandosi a 64,37 / MWh. L analisi per gruppi di ore rivela un ribasso su base annua di 2,34 /MWh (3,1%) nelle ore di picco e di,99 / MWh (1,6%) nelle ore fuori picco, con i prezzi attestatisi rispettivamente a 72,88 (massimo degli ultimi sette mesi) e 59,36 /MWh. Il rapporto picco/baseload risale pertanto a 1,13 (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 64,37 65,86 1,49 2,3% ,3% ,2% 63,% 57,4% Picco 72,88 75,22 2,34 3,1% ,5% ,3% 63,2% 59,7% Fuori picco 59,36 6,35,99 1,6% ,6% ,9% 62,8% 55,6% Minimo orario 7,51 26, ,9% 44,7% Massimo orario 151,88 128, ,7% 66,4% Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale Prezzo (PUN) unico nazionale. /MWh GennaioFebbraio Marzo Aprile Maggio Giugno Luglio AgostoSettembreOttobreNovembreDicembre /MWh Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx) /MWh ,4 89, ,64 85, , ,85 77, ,77 75,31 76, , , ,86 65,86 66,99 66, ,9 64, , ,49 64,49 62,97 62,97 63,98 65,1 64,72 64, , ,3 61, ,89 56, ,37 11,34 11, ,37 11,34 11,68 15,7 26,7 15,35 12,4 1, ,7 21,64 2, gen gen feb feb mar apr mag giu giu lug lug ago ago set set ott ott nov nov dic dic 2 2 NEWSLETTER DEL GME 213 NUMERO 65 PAGINA 2

3 mercato elettrico italia (continua) I prezzi medi di vendita delle zone continentali, tutti in flessione tendenziale, sono variati tra 59,8 /MWh del Sud e 62,9 / MWh del Centro Nord. Nelle due zone insulari, invece, le pesanti restrizioni sui rispettivi transiti con il continente hanno Grafico 2: MGP, prezzi di vendita /MWh Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna determinato forti tensioni sui prezzi. In Sicilia, isolata dalla penisola nei primi tredici giorni del mese, il prezzo è salito a 12,15 /MWh (+5,9%), mentre in Sardegna si è portato a 68,59 /MWh (+7,5%), massimo degli ultimi sette mesi (Grafico 2). REPORT OTTOBRE ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr I volumi di 212 energia elettrica scambiati nel Sistema Italia, 213al sesto ribasso consecutivo, sono scesi a 24,1 milioni di MWh (2,2%). L energia scambiata nella borsa elettrica, sostenuta soprattutto dagli sbilanciamenti a programma dei venditori bilateralisti (+47,1%), si conferma in crescita, portandosi a 15,2 milioni di MWh (+7,3%). Gli scambi over the counter registrati sulla PCE e nominati su MGP, in flessione da ormai quasi due anni, sono invece scesi a 8,9 milioni di MWh (14,9%), aggiornando tuttavia, per il terzo mese consecutivo, il massimo da inizio anno in media oraria (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato, in flessione di 2,6 punti percentuali su settembre, ne guadagna 5,6 su ottobre 212 attestandosi a 63,% (Grafico 3). Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica MWh Variazione Struttura Borsa ,3% 63,% Operatori ,% 34,2% GSE ,% 14,5% Zone estere ,% 14,3% Saldo programmi PCE,% PCE (incluso MTE) ,9% 37,% Zone estere ,3% 4,7% Zone nazionali ,2% 32,3% Saldo programmi PCE VOLUMI VENDUTI ,2% 1,% VOLUMI NON VENDUTI ,7% OFFERTA TOTALE ,6% MWh Variazione Struttura Borsa ,3% 63,% Acquirente Unico ,4% 6,2% Altri operatori ,8% 38,8% Pompaggi ,3%,% Zone estere ,9%,6% Saldo programmi PCE ,1% 17,4% PCE (incluso MTE) ,9% 37,% Zone estere 6 98,8%,% Zone nazionali AU ,9% 15,1% Zone nazionali altri operatori ,2% 39,3% Saldo programmi PCE VOLUMI ACQUISTATI ,2% 1,% VOLUMI NON ACQUISTATI ,4% DOMANDA TOTALE ,9% NEWSLETTER DEL GME 213 NUMERO 65 PAGINA 3

4 mercato elettrico italia (continua) Grafico 3: MGP, liquidità % 77,3% 78,1% 79,6% 77,9% 78% 75,1% 74,6% 75% 76,% 72% 69% 66% 63,6% 65,6% 63,% 66,5% 63% 62,% 6% 61,8% 6,6% 6,5% 6,1% 59,9% 57% 58,5% 56,8% 57,4% 56,5% 57,4% 54% gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic REPORT OTTOBRE 213 Gli acquisti nazionali di energia elettrica, pari a 24, milioni di MWh, hanno registrato ancora una flessione (1,8%), sebbene la più modesta degli ultimi mesi. A livello zonale, si segnalano forti contrazioni degli acquisti al Centro Nord (7,2%), al Centro Sud (8,4%) e in Sicilia (9,9%). Quasi dimezzati gli acquisti sulle zone estere, pari a 141 mila MWh (44,6%) (Tabella 4). Le vendite di energia elettrica da unità di produzione nazionale, in flessione tendenziale dell 1,%, la sesta consecutiva, scendono a 19,5 milioni di MWh, livello prossimo (in media oraria) al minimo storico di aprile 212. A livello zonale, in controtendenza le vendite del Centro Sud (+2,5%) e del Sud (+5,9%), tiene il Nord (+,5%), in forte calo le altre zone. Ancora in diminuzione anche le importazioni, pari a 4,6 milioni di MWh (7,1%), seppure al massimo degli ultimi sette mesi (Tabella 4). Tabella 4: MGP, volumi zonali Offerte Vendite Acquisti MWh Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Nord ,6% ,5% ,1% Centro Nord ,9% ,5% ,2% Centro Sud ,2% ,5% ,4% Sud ,1% ,9% ,1% Sicilia ,5% ,1% ,9% Sardegna ,% ,6% ,2% Totale nazionale ,1% ,% ,8% Estero ,4% ,1% ,6% Sistema Italia ,6% ,2% ,2% Le vendite da impianti a fonte rinnovabile segnano ancora un aumento tendenziale (+6,%) il più modesto tuttavia da marzo 212 sostenute dalla fonte solare (+19,1%) ed idraulica (+3,3%). Si confermano in flessione, invece, le vendite da impianti a gas (7,4%) ed a carbone (11,9%) (Tabella 5). Pertanto, la quota delle vendite da impianti a fonte rinnovabile si attesta al 32,1% (3,% ad ottobre 212), a scapito delle fonti tradizionali ed in particolare degli impianti a gas, la cui quota scende al 41,7% (44,6% un anno fa) (Grafico 4). NEWSLETTER DEL GME 213 NUMERO 65 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 ,7% ,4% ,7% ,5% ,7% ,% ,6% Gas ,4% 747 4,1% 952 3,1% ,1% ,9% ,8% ,4% Carbone ,4% ,1% ,6% 1,% 38 43,1% ,9% Altre ,4% ,9% ,3% ,6% ,6% 22 4,9% ,2% Fonti rinnovabili ,1% ,4% ,7% ,% 411 7,7% ,2% ,% Idraulica ,9% ,4% ,2% ,3% ,3% ,9% ,3% Geotermica 69 +1,1% ,6% ,3% Eolica 1 3,1% ,9% 181 1,1% ,9% ,% ,8% ,5% Solare e altre ,5% ,4% ,2% ,1% 142,4% 62 +1,3% ,1% Pompaggio ,1% 1 92,3% ,2% 7,84 55,4% ,2% Totale ,5% ,5% ,5% ,9% ,1% ,6% ,% REPORT OTTOBRE 213 Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 5: MGP, quota rinnovabili Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente MARKET COUPLING ITALIA SLOVENIA Ad ottobre il market coupling ItaliaSlovenia ha allocato, mediamente ogni ora, una capacità di 494 MWh (55 MWh nello stesso mese del 212). Il flusso di energia è stato per il 98,8% delle ore in import (1,% un anno fa). Il delta prezzo tra la zona Nord di IPEX e la borsa slovena BSP, pari a 11,42 /MWh si è ridotto del 27,8% rispetto allo stesso mese dell anno precedente, mentre la rendita generata, pari a 3,92 milioni di euro è diminuita del 38,4% (Tabella 6). La capacità disponibile in import (NTC), inferiore del 6,7% rispetto ad ottobre 212, è stata allocata per il 9,3% dal market coupling (94,% ad ottobre 212) e solo per lo,6% con asta esplicita e nominata (5,% l anno precedente). Pertanto il 9,1% dell NTC non è stato utilizzato (contro l 1,% di 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 61,97 5,56 11,42 3, ,8% 74,6% ,2% (63,45) (47,64) (15,8) (6,36) (556) (55) (1,%) (93,8%) (196) ( ) ( ) ( ) Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente *Valori medi orari NEWSLETTER DEL GME 213 NUMERO 65 PAGINA 5

6 mercato elettrico italia (continua) Grafico 6: Delta prezzi: frequenza ore Ott 213 Ott 212 % 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% 74,5% 93,7% Pz Nord> Pz BSP Pz Nord< Pz BSP Pz Nord= Pz BSP MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) 25,5% Nel Mercato Infragiornaliero (MI) i prezzi di acquisto delle prime tre sessioni, ancora in flessione tendenziale benché la più contenuta da oltre un anno, si sono attestati tra 61,66 / MWh di MI2 e 66,81 /MWh di MI3. In crescita su base annua, invece, per la prima volta dopo tredici mesi, il prezzo di acquisto su MI4, pari a 72,55 /MWh (+1,8%), massimo degli ultimi sette mesi. 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, in tutte le 6,3% Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia TWh Ott 213 Ott 212,,5,1,15,2,25,3,35,4,45 9,3% 94,% sezioni di MI, prezzi più bassi (Tabella 7 e Grafico 8). I volumi di energia scambiati nelle quattro sessioni del Mercato Infragiornaliero sono stati 1,8 milioni di MWh, valore minimo, in media oraria, da febbraio 212. Gli scambi su MI1, alla nona flessione tendenziale consecutiva, sono scesi a 943 mila MWh (19,1%), minimo da febbraio 211. In calo anche gli scambi su MI2, pari a 48 mila MWh (27,5%); aumentano, invece, i volumi su MI3, con 175 mila MWh (+32,6%) e MI4, pari a 169 mila MWh (+48,2%) ma al minimo dell anno (Tabella 7 e Grafico 8).,6% 9,1% 5,% Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata 1,% REPORT OTTOBRE 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 64,37 65,86 2,3% ,2% 62,78 64,85 (2,5%) (1,5%) 61,66 61,86 (4,2%) (6,1%) 66,81 67,77 (3,7%) (5,6%) 72,55 71,24 (4,4%) (7,4%) 3,2% NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore). Volumi medi orari MWh 19,1%,3% ,5% 1,4% ,8% ,6% +48,2% ,24 72,55 Prezzi. /MWh Prezzi /MWh Prezzi. /MWh 65, , ,86 64,37 MGP 64,85 62,78 64,85 62,78 MI1 61,86 61,86 61,66 MI2 61,66 67,77 67,77 66,81 MI3 66,81 71,24 MI4 72,55 MGP MI1 MI2 MI3 MI4 Grafico 8: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria /MWh MI1 MI2 MI3 MI Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott ,55 66,81 62,78 61,66 MWh MI1 MI2 MI3 MI4 MWh 4.2 MI1 MI2 MI3 MI Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott 212 Set Ott Nov 213 Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 65 PAGINA 25 PAGINA 6 6

7 mercato elettrico italia MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO exante (MSD exante) Ad ottobre, gli acquisti di 2 Terna sul Mercato dei Servizi di dispacciamento exante a salire, con un incremento del 2 113,5% rispetto allo stesso 4 mese del 212, salgono a mila MWh. Le vendite di Terna sul mercato a scendere, pari a Grafico 9: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria MWh MWh MWh gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic 246 mila MWh, si portano invece sui livelli minimi dell anno e registrano, dopo sette mesi di crescita, una flessione su base annua (4,6%) (Grafico 9). gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic A scendere 212 A salire 212 A scendere 213 A salire 213 REPORT OTTOBRE 213 MERCATO A TERMINE DELL ENERGIA (MTE) Nel Mercato a Termine dell energia (MTE), ad ottobre, si sono registrate 6 negoziazioni in cui si sono scambiati 18 contratti, pari a 87 mila MWh. Sulla piattaforma sono stati registrati anche 5 contratti O.T.C., pari a 37 mila MWh, tutti relativi al prodotto Dicembre 213 baseload. Le posizioni aperte a fine mese ammontavano a 43, milioni di MWh, in calo rispetto ai 46,6 milioni di MWh di settembre. Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a ottobre I prezzi dei prodotti baseload in negoziazione nel mese non hanno subito variazioni rispetto a settembre; in calo, invece, i prezzi dei prodotti peakload scambiati (Tabella 8 e Grafico 1). Il prodotto Novembre 213 ha chiuso il suo periodo di trading con un prezzo di controllo pari a 64,85 /MWh sul baseload e 72,95 /MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente a e 854 MW, per complessivi 3,7 milioni di MWh. Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Novembre ,85 +,% Dicembre ,85 +,% Gennaio ,8 +,% Febbraio ,8 I Trimestre ,8 +,% II Trimestre ,48 +,% III Trimestre ,75 +,% IV Trimestre ,57 +,% Anno ,65 +,% Totale Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Novembre ,95 3,3% Dicembre ,2,% Gennaio ,36,% Febbraio ,11 I Trimestre ,42,% II Trimestre ,94,% III Trimestre ,6 1,5% IV Trimestre ,8,3% Anno ,93,4% Totale TOTALE * Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese; le variazioni sono calcolate rispetto all'analogo valore del mese precedente; ** In corsivo la posizione aperta alla chiusura dell'ultimo giorno di trading PRODOTTI BASELOAD PRODOTTI PEAK LOAD NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 65 PAGINA 25 PAGINA 7 7

8 mercato elettrico italia Grafico 1: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte Prezzi di controllo*. /MWh Prezzi Prodotti di Baseload controllo*. /MWh Posizioni aperte. TWh Novembre 213 Dicembre Novembre Dicembre 213 Gennaio 214 Gennaio 214 Prodotti Baseload 64,85 64,85 64,85 64,85 63,8 63,8 I Trimestre ,8 I Trimestre 214 II Trimestre ,48 63,8 II Trimestre 214 III Trimestre ,48 63,75 III Trimestre 214 IV Trimestre ,57 63,75 IV Trimestre ,57 Anno 214 Anno ,65 61, Settembre 213 Ottobre 213 Settembre 213 Ottobre 213 *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese Mensili Trimestrali Annuali REPORT OTTOBRE 213 PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE) Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni registrate con consegna/ritiro dell energia ad ottobre 213, alla prima flessione tendenziale degli ultimi cinque anni, sono state pari a 31,5 milioni di MWh (7,1%). Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a 27,7 milioni di MWh, si sono ridotte del 1,1%; in calo sia i contratti non standard (1,4%), che quelli standard (9,4%) con l eccezione, tra questi ultimi, dei baseload (+,9%). Prosegue, invece, la crescita delle transazioni derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a 3,9 milioni di MWh (+22,6%), che pertanto rappresentano il 12,2% del totale delle transazioni registrate sulla piattaforma (9,3% nel 212) (Tabella 9). In flessione, per la prima volta nell anno, la posizione netta determinata dalle transazioni registrate sulla PCE, pari a 17,3 milioni di MWh (1,9%). I programmi registrati nei conti in immissione, al massimo da dicembre 212 ma all ennesima flessione tendenziale, sono scesi a 8,9 milioni di MWh (14,9%), con lo sbilanciamento a programma (8,3 milioni di MWh) ancora in aumento (+17,5%, ma il più contenuto nel 213). In calo, per la prima volta nell anno, anche i programmi registrati nei conti in prelievo, pari a 13,1 milioni di MWh (1,7%) e lo sbilanciamento a programma che si riduce del 2,4% (4,2 milioni di MWh, massimo degli ultimi undici mesi). Il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, ripiegando di,13 dal massimo annuale registrato a settembre, si è attestato a 1,83, in calo di,1 anche rispetto ad un anno fa (Grafico 11). Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a ottobre e programmi TRANSAZIONI REGISTRATE PROGRAMMI Immissione Prelievo MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Baseload ,9% 25,8% Richiesti ,% 1,% ,7% 1,% Off Peak ,9% 1,6% di cui con indicazione di prezzo ,7% 4,3% Peak ,% 2,2% Rifiutati ,6% 22,6% Weekend ,8%,% di cui con indicazione di prezzo ,1% 22,6% Totale Standard ,4% 29,6% Totale Non standard ,4% 58,1% Registrati ,9% 77,4% ,7% 1,% PCE bilaterali ,1% 87,8% di cui con indicazione di prezzo ,7% 17,8% MTE ,6% 12,2% Sbilanciamenti a programma ,5% ,4% TOTALE PCE ,1% 1,% Saldo programmi ,1% POSIZIONE NETTA ,9% 54,7% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 65 PAGINA 25 PAGINA 8 8

9 mercato elettrico italia Grafico 11: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria MWh Totale contratti Turnover 5. 2, , , ,3 1,93 2,3 1,96 1,99 1,95 1,93 1,82 1,82 1,95 1,84 1,91 1,81 1,91 1,9 1,91 1,77 1,8 1,74 1,87 1,65 1,82 1,84 1,7 1,681,85 1,84 1,83 1,83 1,8 1,79 1,75 Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb REPORT OTTOBRE 213 2,5 1,95 1,85 1,75 1,65 1,55 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 65 PAGINA 25 PAGINA 9 9

10 mercato gas italia Gli andamenti del mercato italiano del gas A cura del GME Nel primo mese del nuovo anno termico, la domanda complessiva di gas naturale segna la settima flessione consecutiva su base annua (2,5%). Tra i settori di consumo solo quello civile registra un modesto aumento tendenziale (+,4%). Sul lato offerta le importazioni mettono a segno un aumento del 7,9%; ancora in calo la produzione nazionale (8,2%). Aumentano, pertanto, le iniezioni negli stoccaggi, ma le giacenze a fine mese sono inferiori rispetto allo scorso anno (7,6%). Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME sono stati complessivamente scambiati 3,7 milioni di MWh (pari al 7,2% della domanda complessiva di gas naturale), tutti sulla Piattaforma di Bilanciamento, ad un prezzo di 27,63 /MWh, perfettamente allineato alle quotazioni di ottobre al PSV. REPORT OTTOBRE 213 IL CONTESTO Ad ottobre, primo mese del nuovo anno termico, i consumi di gas naturale in Italia sono stati pari a 4.85 milioni di mc (5,9 TWh), in calo del 2,5% rispetto allo stesso mese dell anno precedente. In flessione i consumi del settore termoelettrico, come ormai da oltre un anno e mezzo, scesi a milioni di mc (6,5%), e del settore industriale, con milioni di mc (1,3%); in lieve crescita invece i consumi del settore civile, pari a milioni di mc (+,4%). Dal lato offerta, in calo per il dodicesimo mese consecutivo la produzione nazionale, pari a 651 milioni di mc (8,2%), che segna tuttavia il livello più alto da inizio anno. In netta crescita, invece, le importazioni di gas naturale, pari a milioni di mc (+7,9%). Tra i punti di entrata in evidenza Tarvisio (+14,2%), mentre calano le importazioni da Mazara (5,9%) e Gela (56,3%); ancora a regime ridotto Gorizia ed il rigassificatore di Panigaglia. Dal quattro ottobre è, inoltre, entrato in funzione il rigassificatore di Livorno, con una immissione di gas naturale pari a 12 mila mc. Nei sistemi di stoccaggio sono stati iniettati 833 milioni di mc, con un aumento del 62,4% rispetto al dato del 212. Non sono state rilevate erogazioni dagli stoccaggi (erano 19 milioni di mc ad ottobre 212). Figura 1: Bilancio gas trasportato Fonte: dati SRG Ml di mc TWh var. tend. Importazioni ,8 +7,9% Import per punti di entrata Mazara ,4 5,9% Tarvisio ,1 +14,2% Passo Gries 647 6,8 +15,4% Gela 286 3, 56,3% Gorizia 1,% Panigaglia (GNL) 1, 95,5% Cavarzere (GNL) 492 5,2 +23,5% Livorno (GNL) 12 1,3 Erogazioni da stoccaggi,% Produzione Nazionale 11,6% TOTALE IMMESSO Importazioni 88,4% Produzione Nazionale 651 6,9 8,2% Erogazioni da stoccaggi 1,% TOTALE IMMESSO ,7 +3,6% Riconsegne rete Snam Rete Gas ,8 2,8% Industriale ,8 1,3% Termoelettrico ,2 6,5% Reti di distribuzione ,7 +,4% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 193 2, +5,7% TOTALE CONSUMATO ,9 2,5% Iniezioni negli stoccaggi ,4% TOTALE PRELEVATO ,7 +3,6% * comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato TOTALE PRELEVATO Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 3,4% Reti di distribuzione 29,7% Riconsegne rete Snam Termoelettrico 32,2% 81,8% Iniezioni negli stoccaggi 14,8% Industriale 19,8% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 65 PAGINA 25 PAGINA 1 1

11 mercato gas italia (continua) Nell ultimo giorno del mese la giacenza di gas naturale negli stoccaggi ammontava a 1.45 milioni di mc, in calo del 7,6% rispetto allo stesso giorno del 212, con il rapporto giacenza/spazio conferito che però sale a 12,% (+1,8 punti percentuali su ottobre 212) in conseguenza della riduzione Figura 2: Stoccaggio Stoccaggio ML di mc ML di mc ML di mc Giacenze fine mese Iniezioni Ml di mc Erogazione Spazio conferito feb mar apr mag giu lug A. T. ago 212/13 set ott nov dic gen feb 13/14 A.T. 212 A. T. 213 variazione tendenziale Giacenza (al 31/1/213) ,6% Erogazione (flusso out) 1,% Iniezione (flusso in) ,4% Flusso netto ,% Spazio conferito ,2% Giacenza/Spazio conferito 12,% +1,8 p.p ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott 4. ott nov dic gen feb A. mar T. 212/13 apr mag giu lug ago set 13/14 ott 12, 1 2, 8, 8, 4,, 4, 4, 4,,, 4, 12, 8, 4, (9,2%) dello spazio conferito nell anno termico 213/214. La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale (PSV), in calo di soli 7 centesimi di /MWh (,2%) su base annua, si è attestata a 27,63 /MWh. ML di mc ML di mc Erogazione Stoccaggi Fonte: dati SRG, StogitEdison Iniezione ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott A. T. 212/13 13/14 Flusso netto ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott A. T. 212/13 13/14 REPORT OTTOBRE 213 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 65 PAGINA 25 PAGINA 11 11

12 mercato gas italia (continua) I MERCATI GESTITI DAL GME Ad ottobre nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono stati scambiati 3,7 milioni di MWh, pari al 7,2% della domanda complessiva di gas naturale (6,4% ad ottobre 212). Nessuno scambio di gas naturale è stato registrato sul Mercato Figura 3: Mercati del gas naturale* MGAS Media Prezzi. /MWh Min 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. MPGAS MGP MI MTGAS Max Volumi. MWh Totale Fonte: dati GME, ThomsonReuters REPORT OTTOBRE 213 PBGAS 27,63 (27,5) 26,24 28, ( ) PGAS Royalties (27,43) (39.693) Import Ex d.lgs 13/1 Tra parentesi Tra parentesi i valori i valori nello nello stesso stesso mese mese dell'anno dell'anno precedente precedente /MWh /MWh MGP MI Royaties PBGAS PSV Pfor** MGP MI Royaties PBGAS PSV Pfor** Prezzi. /MWh Prezzi. /MWh PBGAS PBGAS 27,63 27,63 PSV PSV 27,63 27, ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott A. T. 212/13 13/14 A. T. 212/13 13/14 Pfor** 26,74 Pfor** 26, * MGP e MI sono mercati a contrattazione continua, le Royalties e la PBGAS mercati ad asta, il PSV è una quotazione ed il P for un indice ** Fino a settembre 213 indice QE NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 65 PAGINA 25 PAGINA 12 12

13 mercato gas italia (continua) Mercato OTC Totale 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 BoM2139 BoM ,574 BoM ,46 M ,63 M ,891 Tabella 1: Mercato a termine del gas naturale, prezzi e volumi Fonte: dati GME M ,382 M ,8 Q ,777 Posizioni aperte Prezzo Prezzo Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi Registrazioni Volumi Volumi Q2141 minimo massimo 28,42 Prodotti /MWh /MWh /MWh variazioni % N. MWh/g N. MWh/g MWh/g variazioni % MWh/g MWh Q ,972 BoM21312 BoM ,195,% BoM BoM21311 Q ,92,% 26,328 M21311 M ,891,% Q ,84 M21312 M ,382,% M2141 M2141 WS213/214 29,8,% 28,86 M2142 M ,27 Q2141 Q2141 WS214/215 28,42,% 28,775 Q2142 Q ,972,% SS214 26,648 Q2143 Q ,328,% Q2144 Q2144 TY213/214 27,84,% 27,365 SS214 SS214 26,648,% WS214/215 WS214/215 TY214/215 28,775,% 27,56 CY214 CY214 CY214 27,372,% 27,372 TY214/215 TY214/215 27,56,% Totale Totale *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese Mercato OTC Totale REPORT OTTOBRE 213 Sulla Piattaforma di Bilanciamento (PBGas) sono stati scambiati tutti i 3,7 milioni di MWh, in aumento del 24,6% su base annua, ad un prezzo medio di 27,63 /MWh (+,5%), perfettamente in linea con il prezzo al PSV. Nei 23 giorni, sui 31 di ottobre, in cui il sistema è risultato lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>], sono stati scambiati 2,9 milioni MWh, di cui l 8,4%, pari a 2,3 milioni di MWh (massimo da inizio anno), venduti dal Responsabile del Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 27,39 /MWh, minimo degli ultimi sette mesi. Nei restanti 8 giorni con il sistema corto (SCS<), sono stati scambiati 779 mila MWh, di cui l 88,% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 28,34 /MWh. Complessivamente l 82,% dei volumi scambiati (3, milioni di MWh) è stato determinato dall azione di RdB ed il restante 18,% (661 mila MWh) da scambi tra operatori. Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento, prezzi e volumi Fonte: dati GME Sbilanciamento complessivo Totale del sistema (SCS) positivo negativo n.giorni 23/31 n.giorni 8/31 /MW h Prezzo. /MWh 27,63 (+,5%) 27,39 34, 28,34 32, Acquisti. MWh (+24,6%) , RdB (17,8%) , Operatori (+41,3%) , Vendite. MWh (+24,6%) , RdB (+14,7%) , Operatori (+46,2%) , 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, 25, 24, /MWh 3, 28, 26, 24, 22, 27, /MWh 2, 26, 27, N. 26, N. 26, /MWh /MWh Volumi Prezzi Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott A.T. 212/13 13/14 22/31 24/3 2/31 2/31 9/28 9/31 15/3 22/31 26/3 18/31 25/31 1/3 23/31 9/31 6/3 11/31 11/31 19/28 22/31 15/3 9/31 4/3 13/31 6/31 2/3 8/31 MW h MWh MWh MWh 2. MWh MWh SCS positivo SCS negativo Prezzo Prezzo NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 65 PAGINA 25 PAGINA 13 13

14 mercati energetici europa Tendenze di prezzo sui mercati energetici europei A cura del GME Il mese di ottobre registra una generale flessione delle quotazioni che interrompe la tendenza moderatamente rialzista osservata nel corso dell estate sui mercati dei combustibili, rimasti tuttavia a ridosso dei valori più elevati dell ultimo semestre. L unica eccezione si rileva sul mercato del carbone, in cui il secondo aumento consecutivo del prezzo favorisce un indebolimento del trend fortemente ribassista consolidatosi nel biennio D altro canto, sulle principali borse elettriche le quotazioni si confermano sostanzialmente stabili, evidenziando modeste oscillazioni, al rialzo o al ribasso, sui valori del mese precedente. Sfuggono a tale condizione soltanto i riferimenti tedesco e austriaco, in calo più marcato e più frequentemente disallineati dal listino francese. REPORT OTTOBRE 213 A ottobre le quotazioni del Brent si attestano attorno ai 11 $/bbl, mostrando, da un lato, la prima significativa riduzione congiunturale da aprile (3%) e la conseguente inversione del trend crescente osservato sulla commodity nel trimestre precedente, dall altro, il terzo calo tendenziale consecutivo (2%), a rafforzare l andamento prevalentemente ribassista osservato nel corso del 213. Tale dinamica appare peraltro confermata dai mercati futures che prospettano, già a partire dal prossimo mese, prezzi in progressiva diminuzione verso i 15 $/bbl attesi per il 214. Come solitamente osservato, le quotazioni dei prodotti di raffinazione del petrolio seguono piuttosto fedelmente le dinamiche rilevate sulla commodity di riferimento, posizionandosi sui 61 $/MT per il gasolio e sui 93 $/MT per l olio combustibile, con cali solo lievemente superiori al Brent a livello tendenziale (12%/11%). In questo contesto, spicca l aumento registrato sui prezzi del carbone europeo e sudafricano, sia perché controtendenziale rispetto a quanto osservato sugli altri combustibili, sia perché in contrapposizione con l andamento fortemente ribassista rilevato nell ultimo biennio sulla stessa commodity. In particolare, il coal europeo sale attorno a 84 $/MT, valore che segnala una decisa ripresa congiunturale (+8%) non sufficiente tuttavia a riportare le quotazioni sui livelli dello scorso anno (3%). Tale crescita spinge al rialzo, peraltro, le aspettative di breve termine degli operatori, prospettando sui mercati a termine prezzi futures in aumento per i mesi immediatamente a venire (+4% per novembre, +2% per dicembre). In generale, l ulteriore apprezzamento osservato sul tasso di cambio dollaro/euro, salito a ridosso dei valori più alti del biennio (1,36 $/ ; +2% su base mensile, +5% rispetto al 212), favorisce, nella conversione delle quotazioni in moneta continentale, un intensificazione delle riduzioni dei combustibili, contenendo d altro canto la ripresa congiunturale del carbone (+5%). Tabella 1: Greggio Newsletter e combustibili, Ottobre quotazioni 13 Tendenze annuali di e prezzo mensili e spot Prospettive e a termine. sui Media Mercati aritmetica Energetici (pag 1) Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica. Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) FUEL UdM Ott 13 Var M1 Var M12 (%) FUEL (%) ultima quot. future M1 Nov 13 Var M1 (%) Dic 13 Var M1 (%) Gen 14 Var M1 (%) 214 Var M1 (%) PETROLIO $/bbl 19,97 crude 3 % oil 2 % 19,95 1 % 19,4 % 18,43 15, % Brent FOB /bbl 8,62 brent 5 crude % future 7 % 8,57 79,89 79,44 77,2 OLIO COMB. $/MT 6,98 fuel 2 oil % 7 % 596,85 3 % 599,81 3 % 62,75 599,96 1 %.1 FOB Barge /MT 44,59 FO 1.% 4 % NWE 12 % 437,33 439,48 441,62 439,55 GASOLIO $/MT 93,32 gasoil 1 % 6 % 937,5 945,86 1 % 94,3 1 % 937,3.1 FOB ARA /MT 682,4 gasoil 3 % future 11 % 693,7 688,96 686,54 CARBONE $/MT 84,43 coal + 8 % 3 % 82, % 81, % 81,17 82,78 2 % ARA Stm 6K C /MT 61,9 API2 + 5 CIF % 7 % 6,48 6,5 59,47 6,65 CAMBIO $/ USD/EUR 1,36 FX+ 2 % + 5 % 1, % 1, % 1,36 1, % FX USD 1, FX USD % % 1, 1, 1, 1, Fonte: ThomsonReuters Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi a pronti e curva a termine. Media aritmetica. $/bbl $/ 13 1,9 12 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 65 PAGINA 25 PAGINA ,8

15 crude oil 19,95 1 % 19,4 % 18,43 15, % FUEL UdM Ott 13 Var M1 Var M12 FUEL ultima quot. future M1 Nov 13 Var M1 (%) Dic 13 Var M1 (%) Gen 14 Var M1 (%) 214 Var M1 B /bbl 8,62 brent 5 crude %(%) future 7 (%)% 8,57 79,89 79,44 (%) 77,2 TROLIO Tabella PETROLIO 1: $/bbl Greggio $/bbl 19,97 e combustibili, 19,97 crude 3 % oilquotazioni crude 32 % mensili 2 % spot e a termine. 19,95 Media 19,95 1 % aritmetica. 19,4 1 % 19,4 % 18,43 % 18,43 15,37 15, % + 1 % MB. $/MT 6,98 fuel 2 oil % 7 % 596,85 3 % 599,81 3 % 62,75 599,96 1 % nt FOB Brent PETROLIO FOB /bbl $/bbl /bbl 8,62 19,97 brent 8,62 5 crude % crude brent future 3 % oil 57 crude % future 2 7 % 8,57 19,958,57 1 % 79,89 19,4 79,89 % 79,44 18,43 79,44 15,37 77,2 + 77,2 1 % Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) IO Barge COMB. OLIO Brent COMB. /MT FOB $/MT Newsletter /bbl $/MT 44,59 6,98 Ottobre 8,62 6,98 fuel FO 2 oil 1.% % 4 % brent fuel 13 NWE 5 crude % 2 oil 7 % Tendenze 12 % future 7 7 % di prezzo 596,85 8,57 e 596,85 437,33 Prospettive 3 % 599,81 3 % 79,89 sui 599,81 Mercati 3 439,48 % 62,75 379,44 % Energetici 62,75 441,62 (pag 599,96 77,2 1) 599,96 1 % 1439,55 % IO FOB Barge mercati energetici europa.1 OLIO FOB COMB. $/MT Barge /MT $/MT /MT 93,32 44,59 6,98 44,59 FO gasoil 1.% 4 % 1 fuel % NWE FO Var 2 oil 1.% % 412 M1 % NWE 6 Var 7 % M12 % ultima 937,5 quot. 437,33 596,85437,33 945,86 3 Var % M1 439,48 599,81 1 % 439,48 94,3 3 Var % M1 441,62 62, ,62 % Var 937,3 M1 599,96 439,55 439,55 1 % Var M1 FUEL UdM Ott 13 FUEL Nov 13 Dic 13 Gen SOLIO.1 FOB Barge /MT 44,59 FO 1.% 4 (%) % NWE 12 (%) future M1 437,33 (%) 439,48 (%) 441,62 (%) 439,55 (%) ARA Tabella GASOLIO /MT 1: $/MT Greggio $/MT Newsletter 682,4 93,32 e combustibili, 93,32 Ottobre gasoil 1 % 3 quotazioni % future gasoil 16 % 13 Tendenze 11 mensili % 6937,5 % spot 937,5 di prezzo e a termine. 945,86 e Prospettive Media 945,86 693,7 1 % aritmetica. 94,3 1 % sui 94,3 1 Mercati 688,96 % 937,3 1 % Energetici 937,3 (pag 686,54 1) FOB ARA.1 GASOLIO FOB ARA /MT $/MT /MT 682,4 93,32 682,4 gasoil 3 % future gasoil gasoil 1 % 311 future % 6 11 % 937,5 693,7 945,8693,7 1 % 688,96 94,3 688,96 1 % 686,54 937,3 686,54 NE PETROLIO $/MT.1 FOB ARA Quotazioni /MT $/bbl 84,43 a pronti 682,4 19,97 coal ( /MWh) + 8 gasoil crude % 3 3 % future % oil 3 % 11 2 % 693,7 19,95 82,54 1 % + 4 % 688,96 19,4 Quotazioni 81,96 % a termine 686,54 18, ( /MWh) % 81,17 15, % 82,78 2 % RBONE CARBONE $/MT $/MT 84,43 coal 84, % coal + 83 % 3 % 82,54 82, % + 81,96 4 % 81, % + 81,17 2 % 81,17 82,78 82,78 2 % 2 % 6K (continua) Tabella Brent CARBONE C FOB /MT 1: Greggio $/MT /bbl e 61,9 combustibili, 84,43 8,62 API2 + 5 quotazioni coal CIF brent % + 85 crude % 7 future mensili 3 % 7 % spot e a termine. 82,54 Media 8,57 6,48 aritmetica. + 4 % 81,96 79,89 + 6,5 2 % 81,1779,44 59,47 82,7877,2 2 % 6,65 A Stm 6K ARA Stm C 6K /MT C /MT 61,9 API2 61,9 + 5 CIF % API CIF % 7 % 6,48 6,48 6,5 6,5 59,47 59,47 6,65 OLIO ARA Stm COMB. 6K C /MT $/MT 61,9 6,98 API2 fuel + 5 CIF 2 oil % 7 7 % 6,48 596,85 3 % 6,5 599,81 3 % 59,47 62,75 6,65599,96 1 % MBIO $/ $/ CAMBIO USD/EUR FUEL UdM USD/EUR $/ Quotazioni USD/EUR 1,36 Ott a pronti FX 1,36 FX 13 Var M1 Var M12 + ( /MWh) 2 + % 2 % FUEL ultima quot. FX + 25 % + 5 % + 5 % future M1 Nov 1,36 1,36 1,36 13 Var M1 + 2 % (%) + 21,36 + % 2 Quotazioni % Dic 13 Var M1 1, % 1,36 a termine (%) Gen + 21,36 %( /MWh) Var M1 % 1,36 (%) 1, Var M1 (%) (%) 1,36 1, % (%) + 2 % 1, %.1 CAMBIO FOB Barge $/ USD/EUR /MT 44,59 1,36 FX FO + 21.% 4 NWE % 1,36 437, % 1,36 439, % 1,36441,62 1,36439,55+ 2 % USD FX USD 1, FX 1, FX USD % USD % FX USD % % % 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, 1, PETROLIO GASOLIO FX USD $/MT 93,32 1, FX gasoil USD % 1 % 6 937,5 1, 945,86 1, 94,3 1 1,937,3 1, FUEL UdM $/bbl Ott 19,97 13 crude Var M1 3 Var M12 FUEL % oil 2 % ultima quot. Grafico.1 FOB ARA 1: Greggio /MT e tasso 682,4di gasoil cambio, 3 future andamento 11 future M1 Nov 19,95 13 Var M1 1 % mensile 693,7 dei prezzi (%) Dic 13 19,4Var M1 % spot e 688,96 a termine. (%) Gen 14 18,43 Var M1 Media 686,54aritmetica (%) ,37 Var M1+ 1 % (%) (%) (%) Brent FOB /bbl 8,62 brent 5 crude % future 7 % 8,57 79,89 79,44 77,2 afico 1: Greggio Grafico 1: CARBONE Greggio Grafico 1: 1: Greggio e Greggio e tasso tasso 84,43 di di cambio, cambio, andamento coal + 8 andamento mensile 3 dei prezzi dei prezzi dei a pronti a pronti 82,54 e curva e curva + e a 4 curva termine. a termine. 81,96 a termine. Media Media + aritmetica. 2 Media aritmetica. 81,17 aritmetica. OLIO 82,78 2 PETROLIO COMB. e tasso $/bbl $/MTdi cambio, 19,97 6,98 andamento crude fuel 3 2 oil % oil % 2 % 7 % mensile dei prezzi 19,95 596,85 a pronti 1 % 3 % e curva 19,4 599,81 a termine. % 3 % Media 18,43 62,75 aritmetica. 15,37 599, % 1 % ARA Stm 6K C /MT 61,9 API2 + 5 CIF 7 6,48 6,5 59,47 6,65 bl.1 $/bbl Brent FOB $/bbl FOB Barge /bbl /MT 8,62 44,59 brent FO 5 1.% crude 4 %% NWE future 7 12 % % 8,57 437,33 79,89 439,48 79,44441,62 77,2439,55 CAMBIO $/ USD/EUR 1,36 FX , , ,36 1,36 $/ $/ $/ + 2 % 13 GASOLIO 13 COMB. $/MT 6,98 93,32 fuel gasoil 2 1 %% 7 % 6 % 937,5 596,85 945,86 3 % 1 % 599,81 94,3 3 % 1 % 62,75 937,3 599,96 1,9 1,9 1 % 1,9 $/.1 FX USD 1, FX USD 1, 1, 1, 1, FOB ARA Barge /MT 44,59 682,4 FO gasoil 1.% 4 3 %% future NWE %% 437,33 693,7 439,48 688,96 441,62 686,54 439,55 1,9 12 CARBONE GASOLIO $/MT 93,32 84,43 gasoil coal + 1 % 8 % 6 % 3 % 937,5 945,86 82,54 1 % + 4 % 94,3 81,96 1 % + 2 % 937,381,17 82,78 1,8 1,8 2 % ARA.1 Grafico FOB Stm ARA 6K 1: Greggio C /MTe tasso 682,4 61,9 di cambio, gasoil API2 + 3 % 5 future CIF andamento % 11 7 %% mensile dei prezzi 693,7 a 6,48 pronti e curva 688,96 a termine. 6,5 Media 686,54 aritmetica. 59,47 6,65 1,8 11 1,7 1,7 CAMBIO CARBONE $/ USD/EUR $/MT 84,43 1,36 coal FX %% 3 + % 5 % 82,54 1, % + 2 % 81,961, % + 2 % 81,17 1,36 82,78 1,36 2 % + 2 % $/bbl $/ 1 FX ARA 1USD Stm 6K C /MT 61,9 1, API2 FX + 5 USD CIF % 7 % 6,48 1, 6,51, 59,47 1, 6,65 1, 1,6 1,6 1,7 13 1,9 CAMBIO $/ USD/EUR 1,36 FX+ 2 % + 5 % 1, % 1, % 1,36 1, % 9 1,5 Grafico FX 12 9 USD 1: Greggio e tasso 1, di cambio, FX USD % andamento % mensile dei prezzi 1, a pronti e curva 1, a termine. Media 1, aritmetica. 1, 1,5 1,8 1,5 1,6 8 1,4 Grafico $/bbl ,4 1,7 1,4 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi a pronti e curva a termine. Media aritmetica. $/ 1, , ,3 1,9 1,6 1,3 $/bbl $/ 6 1, ,9 1, ,2 1,5 1,2 1, ,8 1, ,4 1,3 11 Grafico 1 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi a pronti e curva a termine. Media aritmetica. Fonte: ThomsonReuters 1,7 1,6 7 1,3 1,2 fico 11 Grafico 2: 12 1 Prodotti 1 2: 2Prodotti petroliferi, 3 4 petroliferi, 5andamento 6 7andamento 8mensile 9 1mensile dei 11prezzi 12dei a 1prezzi pronti 2 a 3 e pronti curva 4 e a 5curva termine. 6 a 7termine. Media 8 9 aritmetica. Media 1 11 aritmetica , $/MT 9 6 $/bbl 1,5 1, $/MT T ,5 $/bbl $/bbl 8 1, Grafico : Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica 1, ,3 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi a pronti e curva a termine. Media aritmetica. Grafico 7 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi a pronti e curva a termine. Media aritmetica. 12 1, , $/bbl $/MT 6 1,2 $/bbl $/MT Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi a pronti e curva a termine. Media aritmetica Grafico 6 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi a pronti e curva a termine. Media aritmetica. $/MT $/bbl Grafico : Carbone, 212 andamento mensile dei prezzi 213 a pronti 213 e curva a termine. Media aritmetica $/MT afico Grafico 3: Carbone, 3: Carbone, andamento andamento mensile mensile dei prezzi dei a prezzi pronti a e pronti curva e a curva termine. a termine. Media aritmetica. Media aritmetica /MT $/MT Fonte: ThomsonReuters Grafico : Carbone, andamento mensile dei prezzi a pronti e curva a termine. Media aritmetica $/MT : Grafico Carbone, 3: Coal, andamento mensile mensile dei dei prezzi prezzi a pronti spot e a curva termine. a termine. Media aritmetica Media aritmetica Grafico 3: Carbone, andamento andamento mensile mensile dei dei prezzi prezzi a pronti a pronti e curva e curva a termine. a termine. Media Media aritmetica. aritmetica $/MT $/MT Fonte: 2 3ThomsonReuters $/bbl REPORT OTTOBRE 213 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 15 15

16 mercati energetici europa (continua) Contrariamente alle dinamiche spesso osservate all apertura dell anno termico, il prezzo del gas evidenzia una contrazione su tutti i principali hub centronord europei, riportandosi sostanzialmente sui valori dell agosto scorso (25/27 /MWh, 1/2% rispetto a settembre). In linea con quanto rilevato nel resto d Europa, anche il PSV italiano mostra una flessione congiunturale a 27,68 /MWh (1%), valore pari a quello Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica consolidatosi nell ottobre scorso e tale da mantenere attorno ad 1 /MWh lo spread dagli altri riferimenti continentali. Il segnale ribassista sembra recepito anche dai mercati futures (1% circa), proiettati per il prossimo anno termico su quotazioni mediamente pari al valore attualmente osservato (25/26 /MWh). REPORT OTTOBRE 213 Fonte: ThomsonReuters D altro canto, nel mese di ottobre le principali borse elettriche evidenziano lievi variazioni attorno al valore dello scorso mese, al rialzo in Francia e in Spagna (rispettivamente 44 e 51 /MWh circa, +3%), al ribasso in Italia e in Svizzera (rispettivamente 64 e 44 /MWh circa, 1%). A questo andamento generale si sottraggono i prezzi tedeschi e austriaci che perdono l allineamento agli altri riferimenti centro continentali, attestandosi sui 38 /MWh e mostrando riduzioni congiunturali decisamente più sostenute (1/12%). Di contro su base annua, con le sole eccezioni della Spagna e dei mercati scandinavi (+13/+1%), si consolida la tendenza affermatasi nel corso del secondo semestre del 213 con quotazioni che si mantengono ovunque inferiori al 212 (9/1%). In chiave prospettica le attese degli operatori si muovono secondo la tipica stagionalità della domanda, disegnando una curva a termine che dopo i rialzi di fine anno, significativi soprattutto in Francia, tende a riportarsi per il 214 su valori in linea con quello attuale. NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 16 16

17 mercati energetici europa (continua) Figura 2: Borse europee, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica REPORT OTTOBRE 213 Fonte: ThomsonReuters In merito ai volumi scambiati sui mercati elettrici a pronti, anche ad ottobre la borsa di riferimento dell area scandinava si conferma la più capiente (27,1 TWh), valore di poco superiore a quello consuntivato da Epex nella macroregione francotedesca (26,9 TWh), mentre su livelli più bassi si attestano i listini mediterranei (15 TWh circa). Figura 3: Borse europee, volumi annuali e mensili sui mercati spot Fonte: ThomsonReuters NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 17 17

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