NEWSLETTER del. n.81 APRILE '15. di Mario Cirillo - REF-E

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1 IL NOTIZIARIO DELLA BORSA ITALIANA DELL'ENERGIA un progetto del GME in collaborazione con il Gruppo Adnkronos NEWSLETTER del n.81 APRILE '15 approfondimenti Quanto vale il mercato del heating and cooling? di Mario Cirillo - REF-E Le future decisioni di policy sul settore del heating and cooling 1 e gli andamenti del relativo mercato potranno produrre effetti significativi rispetto a tutti i pilastri della politica energeticoclimatica dell Unione Europea. E per questo, oltre che per colmare un importante gap nelle politiche UE, che la recentissima strategia quadro per una Unione dell Energia 2 annuncia, tra i provvedimenti che la attueranno, un azione specifica per l energia termica. L orizzonte di riferimento diviene necessariamente quello post-22, dato che gli obiettivi dell attuale pacchetto clima-energia sono più che a portata di mano 3. Viste le grandezze in gioco e la forte dipendenza dal gas, le politiche per il settore, e in particolare i risultati che si riusciranno ad ottenere in termini di efficienza energetica e impiego di fonti rinnovabili, potranno fornire un contributo fondamentale alla sicurezza energetica della UE. Da un lato, la riduzione dei consumi finali di energia implicherà un azione decisa di riqualificazione del patrimonio immobiliare. Dall altro, il miglioramento dell efficienza nei processi di trasformazione e il maggiore ricorso all energia rinnovabile determineranno un integrazione più forte del mercato del heating and cooling con i sistemi e i mercati dell elettricità e del gas naturale. I due comparti rilevanti sono quello degli edifici, in cui l energia termica è impiegata per la climatizzazione, e quello dell industria, in cui il calore è utilizzato come input nei processi produttivi. I consumi di energia del settore I consumi di calore per climatizzazione (edifici) e di processo (industria) rappresentano poco meno del 5% del consumo finale di energia dei 28 Stati membri UE, che, nel , si è mantenuto costante a circa 11 Mtep. Gli altri due settori d uso, ossia la generazione elettrica ed il trasporto, pesano, rispettivamente, poco più del 2% e poco più del 3%. Il gas rappresenta la fonte energetica dominante nel mix di energia termica arrivando a pesare più del 6% dei consumi finali in Italia, Olanda e Regno Unito (Figura 1). La quota di calore ottenuto da fonti rinnovabili (principalmente biomassa, ma anche una parte dell energia prodotta da pompe di calore elettriche ed energia solare) si attesta, per la UE-28, a circa il 15% dei consumi finali: questa è superata in modo significativo da pochi dei principali Stati membri. I combustibili solidi sono impiegati prevalentemente nell industria, mentre la situazione è più differenziata per il calore derivato (ottenuto principalmente da cogenerazione), che in alcuni paesi è utilizzato per teleriscaldare utenze civili. Dai dati appena descritti si deduce che analizzare il mercato del heating and cooling significa ancora studiare la possibile evoluzione di una quota molto rilevante di domanda di gas. continua a pagina 29 in questo numero REPORT/ MARZO 215 Mercato elettrico Italia pag 2 Mercato gas Italia pag 11 Mercati energetici Europa pag 16 Mercati per l'ambiente pag 2 APPROFONDIMENTI Quanto "vale" il mercato del heating and cooling? di Mario Cirillo REF-E pagina 29 NOVITA' NORMATIVE pagina 34 APPUNTAMENTI pagina 37

2 mercato elettrico italia Gli esiti del mercato elettrico A cura del GME A marzo gli scambi di energia nel Mercato del Giorno Prima, registrano, dopo quello di febbraio, un nuovo aumento su base annua (+1,%). Sebbene di modesta entità, tali aumenti potrebbero rappresentare il segnale di un inversione di tendenza della domanda elettrica dopo la pluriennale fase di caduta. Le vendite degli impianti di produzione segnano una crescita del 2,%, sostenute dal gas tra le fonti tradizionali e dall eolico tra le fonti rinnovabili. Ancora in crescita la liquidità del mercato che sale a 68,7%. Il prezzo di acquisto dell energia nella borsa elettrica (PUN), ai minimi dallo scorso settembre, scende sotto i 5 /MWh. In ribasso anche i prezzi dei prodotti negoziati nel Mercato a Termine dell energia elettrica, dove il mensile baseload Aprile 215 chiude il periodo di trading a 45,95 /MWh. REPORT MARZO 215 MERCATO DEL GIORNO PRIMA (MGP) Il prezzo medio di acquisto (PUN), in calo di 4,52 /MWh su febbraio (-8,3%), si porta a 49,99 /MWh, ai minimi da settembre 214. Il confronto con marzo 214, quando il PUN entrava in una lunga fase di stagnazione sui minimi storici, registra invece un aumento di 3,26 /MWh (+7,%). L analisi per gruppi di ore rivela che il rialzo si è determinato nelle ore fuori picco (+4,79 /MWh; +11,5%), con il prezzo che si attesta a 46,4 /MWh, livello comunque più basso degli ultimi otto mesi. Nelle ore di picco, invece, il prezzo, pari a 56,49, è restato pressoché invariato (-,22 /MWh, -,4%). Il rapporto picco/baseload scende pertanto a quota 1,13 (1,21 a marzo 214) (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 49,99 46,73 +3,26 +7,% ,5% ,% 68,7% 65,8% Picco 56,49 56,71 -,22 -,4% ,5% ,3% 69,1% 65,7% Fuori picco 46,4 41,61 +4,79 +11,5% ,8% ,1% 68,4% 65,9% Minimo orario 11,13 2, ,1% 54,8% Massimo orario 96,25 149, ,5% 81,7% Grafico 1: MGP, Prezzo Unico Nazionale (PUN) /MWh 65 Variazione sullo stesso mese dell'anno precedente (scala dx) ,23 /MWh ,27 54,5 57,97 54,59 59, ,1 51, ,17 3,17 3,26 49,99 46,73 45,76 46,66 47,2 46,42 47, gen feb mar apr ma giu lug ago set ott nov dic -12 NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 81 PAGINA 2

3 mercato elettrico italia Anche i prezzi di vendita zonali segnano ribassi rispetto a febbraio e aumenti su base annua, con la sola eccezione della Sicilia, che invece registra una lieve ripresa su febbraio (+1,%) ed un sensibile calo tendenziale (-15,1%). Il prezzo dell isola, Grafico 2: MGP, prezzi di vendita /MWh Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna pari a 56,14 /MWh, resta comunque più alto di quello del Nord (51,72 /MWh) e di quello di tutte le altre zone allineatosi sotto i 47 /MWh; il più basso ancora al Sud con 45,34 /MWh (Grafico 2). REPORT MARZO gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr I volumi di 212 energia elettrica scambiati nel Sistema Italia 213 segnano una nuova, seppur contenuta, ripresa tendenziale (+1,%) attestandosi a 24,4 milioni di MWh. In aumento gli scambi nella borsa elettrica, pari a 16,8 milioni di MWh (+5,5%), mentre gli scambi over the counter registrati sulla PCE e nominati su MGP scendono a 7,6 milioni di MWh (-7,6%) (Tabelle 2 e 3). La liquidità del mercato, sempre in crescita nel 215, registra anche un deciso aumento rispetto a marzo 214 (+2,9 punti percentuali) portandosi a 68,7% (Grafico 3). Tabella 2: MGP, offerta di energia elettrica Tabella 3: MGP, domanda di energia elettrica Tabella Tabella 2: MGP, 2: offerta MGP, di offerta energia di energia Tabella Tabella 3: MGP, 3: domanda MGP, domanda di energia di energia MWh MWh Variazione Variazione Struttura Struttura MWh MWh Variazione Variazione Struttura Struttura Borsa Borsa ,5% +5,5% 68,7% 68,7% Borsa Borsa ,5% +5,5% 68,7% 68,7% Operatori Operatori ,4% +17,4% 36,7% 36,7% Acquirente Acquirente Unico Unico ,9% +19,9% 11,8% 11,8% GSE GSE ,5% -18,5% 15,4% 15,4% Altri operatori Altri operatori ,5% +17,5% 36,4% 36,4% Zone estere Zone estere ,9% +1,9% 16,6% 16,6% Pompaggi Pompaggi ,6% +14,6%,1%,1% Saldo programmi Saldo programmi PCE PCE Zone estere Zone estere ,2% +78,2% 1,6% 1,6% Saldo programmi Saldo programmi PCE PCE ,5% -19,5% 18,8% 18,8% PCE (incluso PCE MTE) (incluso MTE) ,6% -7,6% 31,3% 31,3% PCE (incluso PCE MTE) (incluso MTE) ,6% -7,6% 31,3% 31,3% Zone estere Zone estere ,7% -43,7% 2,8% 2,8% Zone estere Zone estere ,% +53,%,%,% Zone nazionali Zone nazionali ,3% -1,3% 28,5% 28,5% Zone nazionali Zone AU nazionali AU ,9% -22,9% 1,1% 1,1% Saldo programmi Saldo programmi PCE PCE - - Zone nazionali Zone altri nazionali operatori altri operatori ,4% -9,4% 39,9% 39,9% Saldo programmi Saldo programmi PCE PCE VOLUMI VENDUTI VOLUMI VENDUTI ,% +1,% 1,% 1,% VOLUMI ACQUISTATI VOLUMI ACQUISTATI ,% +1,% 1,% 1,% VOLUMI NON VOLUMI VENDUTI NON VENDUTI ,4% -14,4% VOLUMI NON VOLUMI ACQUISTATI NON ACQUISTATI ,% -7,% OFFERTA OFFERTA TOTALE TOTALE ,3% -6,3% DOMANDA DOMANDA TOTALE TOTALE ,2% -8,2% NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 81 PAGINA 3

4 mercato elettrico italia Grafico 3: MGP, liquidità 72% 71,1% 7% 68,7% 7,1% 68% 66,8% 66,4% 66% 65,8% ,8% 68,2% 66,6% REPORT MARZO % 62% 64,2% 64,2% 63,% 63,2% 63,5% 62,6% gen feb mar apr ma giu lug ago set ott nov dic Gli acquisti nazionali, pari a 24, milioni di MWh, registrano un modesto aumento tendenziale (+,3%) concentrato nelle due zone centrali (+8,1%) ed al Sud (+5,2%); in calo invece gli acquisti nel Nord (-,8%) e nelle zone insulari (-9,8% la Sicilia e -24,5% la Sardegna). In aumento gli acquisti sulle zone estere, pari a 41 mila MWh (+77,6%) (Tabella 4). Le vendite di energia elettrica da unità di produzione nazionale, in crescita del 2,%, si attestano a 19,7 milioni di MWh trainate dagli impianti del Sud (+19,1%) e del Centro Nord (+4,6%); in controtendenza le altre zone. Le importazioni, pari a 4,7 milioni di MWh, si riducono sia rispetto agli alti livelli dei primi due mesi del 215, sia rispetto a marzo 214 (-2,7%) (Tabella 4). Tabella 4: MGP, volumi zonali Offerte Vendite Acquisti MWh Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Totale Media oraria Var Nord ,3% ,6% ,8% Centro Nord ,4% ,6% ,1% Centro Sud ,3% ,4% ,1% Sud ,3% ,1% ,2% Sicilia ,7% ,2% ,8% Sardegna ,7% ,1% ,5% Totale nazionale ,6% ,% ,3% Estero ,8% ,7% ,6% Sistema Italia ,3% ,% ,% Le vendite da impianti a fonte rinnovabile segnano anche a marzo una battuta d arresto, la terza consecutiva, e con una flessione del 1,6% sullo stesso mese del 214 si attestano a 7,5 milioni di MWh. Il calo ha riguardato la fonte idraulica (-21,%) e solare (-13,4%); in netta ripresa invece le vendite da impianti eolici ai massimi da aprile 213 (+16,3%). Crescono, per contro, le vendite da impianti a gas (+24,5%), mentre si riducono ancora quelle degli impianti a carbone (-6,%) (Tabella 5). Pertanto la quota delle fonti rinnovabili scende al 38,3% (43,6% un anno fa) a vantaggio di quella degli impianti termoelettrici tradizionali ed in particolare di quelli a gas che sale al 36,9% (circa +7 punti percentuali) (Grafico 4). NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 81 PAGINA 4

5 mercato elettrico italia Tabella 5: MGP, vendite per fonte: media oraria Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna Sistema Italia MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var Fonti tradizionali ,6% ,2% ,% ,9% ,2% ,3% ,6% Gas ,7% ,3% ,7% ,6% ,5% ,2% ,5% Carbone ,7% ,7% ,% ,% Altre ,8% 74-9,3% ,4% ,5% 43-59,9% ,% ,9% Fonti rinnovabili ,1% ,7% ,8% ,9% ,7% ,2% ,6% Idraulica ,8% ,2% ,6% ,8% ,2% 47-38,5% ,% Geotermica ,9% ,9% Eolica ,1% 18-14,7% 34-4,3% ,6% ,9% ,1% ,3% Solare e altre ,1% ,7% ,2% 477-3,% ,6% ,7% ,4% Pompaggio ,3% - -1,% ,7% ,6% 29-33,7% REPORT MARZO 215 Totale ,6% ,6% ,4% ,1% ,2% ,1% ,% Grafico 4: MGP, struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 4: MGP, Struttura delle vendite Sistema Italia Grafico 5: MGP, quota rinnovabili (13,7%) Carbone 1,4% (11,3%) Altre tradizionali 13,7% Gas 36,9% (3,2%) Pompaggio,8% Fonti rinnovabili 38,3% (43,6%) (1,2%) Geotermica 2,5% (2,4%) Idraulica 15,3% (19,7%) Eolica 8,6% (7,5%) Solare e altre 11,9% (14,%) Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente Tra parentesi i valori dello stesso mese dell'anno precedente MARKET COUPLING Nel primo mese di piena operatività 3 il market coupling ha allocato, mediamente ogni ora, sulla frontiera settentrionale una capacità di MWh, di cui 2.42 MWh sul confine francese (72,5% del totale), 575 MWh su quello sloveno e 2 MWh su quello austriaco. Il flusso di energia è stato nella quasi totalità delle ore in import con il limite di transito saturo nel 1% delle ore sulla frontiera Italia-Austria, nel 78,7% sulla frontiera Italia-Slovenia e nel 7,1% sulla frontiera Italia-Francia (Tabella 6). La capacità disponibile in import (NTC) è aumentata su tutte le frontiere rispetto ad un anno fa (+3,3% Francia; +3,9% Slovenia; +8,% Austria). Sulla frontiera francese ed austriaca attraverso il market coupling è stato allocato rispettivamente il 76% ed il 72% della capacità disponibile, lasciando all asta esplicita rispettivamente il 14,7% ed il 24,4% (Grafico 6 e 7). Sulla frontiera slovena, invece, la NTC è stata allocata per il 95,2% tramite market coupling (95,1% nel 214) e solo per lo,4% tramite asta esplicita (Grafico 8). NEWSLETTER DEL GME 215 NUMERO 81 PAGINA 5

6 mercato elettrico italia Tabella 6: Esiti del Market Coupling Frontiera Import Export Limite* Flusso* Frequenza Saturazioni Limite* Flusso* Frequenza Saturazioni MWh MWh % ore % ore MWh MWh % ore % ore Italia - Francia ( - ) 2.54 ( - ) 99,3% ( - ) 7,1% ( - ) 1.45 ( - ) 355 ( - ),7% ( - ) - ( - ) Italia - Austria 2 ( - ) 2 ( - ) 1,% ( - ) 1,% ( - ) 186 ( - ) - ( - ) - ( - ) - ( - ) Italia - Slovenia 61 (581) 575 (561) 99,9% (98,4%) 78,7% (88,4%) 663 (669) 38 (169),1% (1,6%) - ( - ) Tra parentesi il valore dello stesso mese dell'anno precedente *Valori medi orari Grafico 6: Capacità allocata in import tra Italia e Francia REPORT MARZO NTC NTC Asta esplicita Asta esplicita Market Coupling Market (b) Coupling (b) Flusso (a+b) Flusso (a+b) TWh TWh,,5 1,, 1,5,5,12,,15,2 2,5,25,3,35,4 MWh Mar ,% Mar ,7% 9,3% 95,2%,4% 4,4% Mar ,% 6,% Mar ,1% 4,9% Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata Market Coupling Asta esplicita (nominata) non Grafico 7: Capacità allocata in import tra Italia e Austria 4 NTC Asta esplicita Market Coupling (b) Flusso (a+b) 3 TWh,,5,1,15,2, Mar ,% 24,4% 3,6% MWh Mar ,8% 2,2% Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata Grafico 8: Capacità allocata in import tra Italia e Slovenia 8 6 NTC Asta esplicita Market Coupling (b) Flusso (a+b) TWh,,5,1,15,2,25,3,35,4,45,5 4 2 Mar ,2%,4% 4,4% MWh Mar ,1% 4,9% Market Coupling Asta esplicita (nominata) non utilizzata NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 6 6

7 mercato elettrico italia MERCATO INFRAGIORNALIERO (MI) I prezzi di acquisto nelle cinque sessioni del Mercato Infragiornaliero (MI), tutti ai minimi da oltre sette mesi, sono oscillati tra 48,75 /MWh di MI2 e 54,95 /MWh di MI5. Va tuttavia considerato che solo i prezzi di MI1 ed MI2, al pari di MGP, si riferiscono a tutte le 24 ore della giornata, mentre i prezzi di MI3, MI4 ed MI5 solo ad un numero limitato (rispettivamente le ultime 16, 12 e 8 ore). Rispetto all anno precedente, MI1 e MI2, le uniche sessioni che consentono un corretto confronto su base annua dopo le modifiche introdotte nel mercato infragiornaliero nel febbraio 215, hanno registrato significativi rialzi. Il confronto con il prezzo di acquisto su MGP (PUN) nelle stesse ore evidenzia prezzi più bassi in tutte le sessioni (Tabella 7 e Grafico 9). I volumi di energia scambiati nelle cinque sessioni del Mercato Infragiornaliero, pari a 2,1 milioni di MWh, sono aumentati del 7,3% rispetto a marzo 214, trainati dal più liquido MI1, con 1,1 milioni di MWh (+6,5%) (Tabella 7 e Grafico 9). REPORT MARZO 215 Tabella 7: MI, dati di sintesi MGP (1-24 h) MI1 (1-24 h) MI2 (1-24 h) MI3 (9-24 h) MI4 (13-24 h) MI5 (17-24 h) Prezzo medio d'acquisto /MWh 215 variazione Totali Medi orari variazione 49,99 +7,% ,% 49,44 (-1,1%) 48,75 (-2,5%) 53,8 (-1,4%) 5,15 (-6,7%) 54,95 (-3,5%) Volumi MWh +6,7% ,5% +6,4% NOTA: Tra parentesi lo scarto con i prezzi su MGP negli stessi periodi rilevanti (ore). -4,2% ,95 Prezzi. /MWh 53,8 49,99 49,44 5,15 48,75 46,73 46,34 45,84 MGP MI1 MI2 MI3 MI4 MI5 Grafico 9: MI, prezzi e volumi scambiati: media oraria /MWh MI1 MI2 MI3 MI4 MI Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar ,95 53,8 5,15 49,44 48,75 MWh MWh MI1 MI1 MI2 MI2 MI3 MI3 MI4 MI4 MI5 MI Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 7 7

8 mercato 1.4elettrico italia MERCATO DEI SERVIZI DI DISPACCIAMENTO ex-ante (MSD ex-ante) Gli acquisti di Terna sul Mercato dei Servizi di dispacciamento -2 ex-ante, si attestano -4a 887 mila MWh, in aumento del 6,4% su -6 base annua. In crescita anche le vendite di Terna sul mercato MWh Grafico 1: MSD, volumi scambiati a salire e a scendere: media oraria gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic A scendere 213 A salire 213 A scendere 214 A salire 214 a scendere, pari a 53 mila MWh, ai massimi da maggio dello scorso anno (+14,5%) (Grafico 1). gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic REPORT MARZO 215 MERCATO A TERMINE DELL ENERGIA (MTE) Il Mercato a Termine dell energia (MTE) registra 1 negoziazioni in cui sono stati scambiati 5 contratti, tutti baseload, per complessivi 146 mila MWh. Le posizioni aperte a fine mese ammontano a 19,8 milioni di MWh, in calo del 1,7% rispetto al mese precedente. Tutti in calo i prezzi Tabella 8: MTE, prodotti negoziabili a marzo dei prodotti negoziati nel mese (Tabella 8 e Grafico 11). Il prodotto Aprile 215 chiude il suo periodo di trading con un prezzo di controllo pari a 45,95 /MWh sul baseload, 52,81 / MWh sul peakload ed una posizione aperta pari rispettivamente a e 5 MW, per complessivi 2,4 milioni di MWh. Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Aprile ,95-3,2% Maggio ,95 -,4% Giugno ,92-5,% Luglio 215 5, II Trimestre ,6-2,9% III Trimestre 215 5,4 -,3% IV Trimestre 215 5,8-6,6% I Trimestre ,37 +,% II Trimestre , Anno ,7-2,7% Totale Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi mercato Volumi OTC Volumi TOTALI Posizioni aperte** /MWh variazione N. MW MW MW MW MWh Aprile ,81 +,% Maggio ,66 -,4% Giugno ,82-5,% Luglio , II Trimestre ,15-2,% III Trimestre ,9 -,3% IV Trimestre ,8-6,6% I Trimestre ,3 +,% II Trimestre , Anno ,53-2,7% 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 PEAK LOAD NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 8 8

9 mercato elettrico italia Grafico 11: MTE, prezzi di controllo e posizioni aperte Prezzi Prezzi di di controllo*. /MWh /MWh Posizioni Posizioni aperte. aperte. TWh TWh Prodotti Baseload 24 Aprile Aprile ,95 45,95 Maggio Maggio ,95 45,95 2 Giugno Giugno ,92 47,92 16 II Trimestre II Trimestre ,6 46,6 12 III Trimestre III Trimestre ,4 5,4 IV Trimestre 215 IV Trimestre 215 5,8 5,8 8 I Trimestre 216 I Trimestre ,37 52,37 4 Anno ,7 Anno , Febbraio 215 Marzo 215 Febbraio 215 Marzo 215 Mensili Trimestrali Annuali Mensili Trimestrali Annuali REPORT MARZO 215 *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese PIATTAFORMA CONTI ENERGIA A TERMINE (PCE) Nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) le transazioni registrate, con consegna/ritiro dell energia a marzo 215, ammontano a 3,8 milioni di MWh, ancora in calo tendenziale (-4,2%). Le transazioni derivanti da contratti bilaterali, pari a 28,3 milioni di MWh, sono diminuite dell 1,9% rispetto allo scorso anno; mentre quelle derivanti da negoziazioni concluse su MTE, pari a 2,5 milioni di MWh, si confermano su livelli molto bassi ed in consistente flessione (-24,%) (Tabella 9). In ribasso anche la posizione netta in esito alle transazioni registrate sulla PCE, scesa a 15,5 milioni di MWh (-11,4%), minimo in media oraria da settembre del 212. Pertanto il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, pari a 1,98, seppure al secondo calo congiunturale, si conferma su livelli molto alti (Grafico 12). I programmi registrati nei conti in immissione, pari a 7,6 milioni di MWh, segnano una flessione del 7,6% su base annua, in accordo con i relativi sbilanciamenti a programma che, con 7,9 milioni di MWh, si riducono del 14,8%. In calo anche i programmi registrati nei conti in prelievo, pari a 12,2 milioni di MWh (-12,4%), con lo sbilanciamento a programma che scende a 3,3 milioni di MWh (-7,2%). Tabella 9: PCE, transazioni registrate con consegna/ritiro a marzo e programmi TRANSAZIONI REGISTRATE PROGRAMMI Immissione Prelievo MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura Baseload ,4% 27,3% Richiesti ,8% 1,% ,4% 1,% Off Peak ,4% 2,5% di cui con indicazione di prezzo ,7% 28,5% 6 1%,% Peak ,6% 2,1% Rifiutati ,1% 12,1% -,% Week-end 47-6,8%,% di cui con indicazione di prezzo ,4% 12,% Totale Standard ,5% 31,9% Totale Non standard ,% 59,9% Registrati ,6% 87,9% ,4% 1,% PCE bilaterali ,9% 91,8% di cui con indicazione di prezzo ,% 16,5% 6, 1%,% MTE ,% 8,2% Sbilanciamenti a programma ,8% ,2% TOTALE PCE ,2% 1,% Saldo programmi ,5% POSIZIONE NETTA ,4% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 9 9

10 mercato elettrico italia Grafico 12: PCE, contratti registrati e turnover: media oraria MWh Registrazioni , ,87 1,83 1,83 1, ,81 1,8 6. Turnover 1,77 1,83 1,83 2,3 2, 2,7 2,3 1,98 1,99 1,95 1,91 1,87 1,83 1,79 REPORT MARZO 215 Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar ,75 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 1 1

11 mercato gas italia Gli andamenti del mercato italiano del gas A cura del GME A marzo i consumi di gas naturale in Italia registrano il terzo aumento su base annua del 215 trainati ancora dal settore termoelettrico (+2,1%) e dal settore civile (+15,5%). Sul lato offerta, crescono le importazioni di gas naturale (+8,7%), mentre cala ancora la produzione nazionale ai minimi storici. In forte crescita rispetto ad un anno fa anche le erogazioni dai sistemi di stoccaggio (+42,1%), con il rapporto giacenza/ spazio conferito ai minimi storici (9,8%). Nei mercati regolati del gas gestiti dal GME si è scambiato l 8,3% della domanda complessiva di gas naturale (6, milioni di MWh), quasi tutto nella Piattaforma di Bilanciamento Gas (PB-GAS), con i prezzi del comparto G+1 (23,46 /MWh) ancora inferiori rispetto alle quotazioni al PSV (24,3 / MWh). REPORT MARZO 215 IL CONTESTO A marzo prosegue la ripresa dei consumi di gas naturale in Italia, pari a 6.95 milioni di mc, che dopo un 214 tutto in negativo segnano il terzo rialzo tendenziale consecutivo (+14,3% su marzo 214). Anche questo mese la crescita è trainata dai consumi del settore termoelettrico, attestatisi a milioni di mc, in crescita tendenziale del 2,1%, indotta anche dalla nuova flessione delle fonti rinnovabili. Si confermano in consistente aumento anche i prelievi del settore civile, pari a milioni di mc (+15,5%), mentre evidenziano ancora un lieve calo, sebbene il più modesto degli ultimi cinque mesi, i consumi del settore industriale, pari a 1.19 milioni di mc (-,6%). In aumento le esportazioni, pari a 232 milioni di mc (+52,6%). Dal lato offerta, la produzione nazionale, in flessione ininterrotta ormai da quasi due anni e mezzo, scende a 554 milioni di mc (-5,5%), mentre tornano a crescere le importazioni di gas naturale, salite a milioni di mc (+8,7%). Tra i punti di entrata, ancora in aumento le importazioni di gas del nord Europa da Passo Gries (563 milioni di mc; +45,1%) e di quello libico da Gela (67 milioni di mc; +27,3%) e crescono anche le importazioni dal rigassificatore di Cavarzere (498 milioni di mc; +117,7%). Restano in flessione, invece, per quanto la più debole da maggio 214, le importazioni di gas naturale russo da Tarvisio, pari a milioni di mc (-1,9%); mentre ancora consistente è la riduzione del gas algerino da Mazara, pari a 414 milioni di mc (-25,6%). Infine, permangono a regime ridotto le importazioni dal rigassificatore di Panigaglia. Dai sistemi di stoccaggio sono stati erogati milioni di mc (+42,1%); ancora esigue le iniezioni, quasi dimezzate rispetto ad un anno fa. Figura 1: Bilancio gas trasportato Fonte: dati SRG Ml di mc TWh var. tend. Importazioni ,5 +8,7% TOTALE IMMESSO Import per punti di entrata Mazara 414 4,4-25,6% Tarvisio ,8-1,9% Passo Gries 563 6, +45,1% Gela 67 7,1 +27,3% Gorizia Panigaglia (GNL) 1, +4,2% Cavarzere (GNL) 498 5,3 +117,7% Livorno (GNL) Produzione Nazionale 554 5,9-5,5% Erogazioni da stoccaggi 21,6% Produzione Nazionale 8,% Importazioni 65,1% Erogazioni da stoccaggi ,8 +42,1% TOTALE PRELEVATO TOTALE IMMESSO ,2 +13,1% Riconsegne rete Snam Rete Gas ,6 +13,3% Industriale ,6 -,6% Termoelettrico ,9 +2,1% Reti di distribuzione ,2 +15,5% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 232 2,5 +52,6% TOTALE CONSUMATO ,1 +14,3% Iniezioni negli stoccaggi 8-88,8% TOTALE PRELEVATO ,2 +13,1% * comprende variazione invaso/svaso, perdite, consumi e gas non contabilizzato Iniezioni negli stoccaggi,1% Esportazioni, reti di terzi e consumi di sistema* 3,4% Riconsegne rete Snam 96,5% Reti di distribuzione 56,3% Termoelettrico 23,1% Industriale 17,2% NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 11 11

12 mercato gas italia Nell ultimo giorno del mese di marzo la giacenza di gas naturale negli stoccaggi ammontava a milioni di mc, inferiore del 62,6% rispetto allo stesso giorno del 214. Il rapporto giacenza/spazio conferito si attesta sui minimi del 9,8%, in flessione di 2,6 punti percentuali rispetto all anno Figura 2: Stoccaggio Stoccaggio Ml di mc variazione tendenziale Giacenza (al 31/3/215) ,6% Erogazione (flusso out) ,1% Iniezione (flusso in) 8-88,8% Flusso netto ,% Spazio conferito ,2% Giacenza/Spazio conferito 9,8% -2,6 p.p. ML di mc Giacenze fine mese Iniezioni Erogazione Spazio conferito mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar A. T. 213/14 A.T. 214/15 12, 1, 8, 6, 4, 2,, -2, -4, precedente. La quotazione del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale (PSV), dopo il rimbalzo congiunturale di marzo, torna a flettere riportandosi sui livelli di anno fa a 24,3 /MWh (-,4%). Fonte: dati SRG, Stogit-Edison ML di mc ML di mc Erogazione Erogazione Iniezione Iniezione Stoccaggi Stoccaggi mar aprmar magaprgiu maglug giuago lugset agoott set nov ott dic nov gen dic feb gen mar feb mar A. T. 213/14 A. T. 213/14 A.T. A.T. 214/15 214/15 Flusso netto Flusso netto ML di mc ML di mc mar apr mar mag aprgiu mag lug giuago lugset agott set nov ott dic nov gen dic feb gen mar feb mar A. T. 213/14 A. T. 213/14 A.T. A.T. 214/15 214/15 REPORT MARZO 215 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 12 12

13 mercato gas italia I MERCATI GESTITI DAL GME A marzo nei mercati del gas naturale gestiti dal GME sono stati scambiati 6, milioni di MWh, pari all 8,3% della domanda complessiva di gas naturale (7,2% a marzo 214). In particolare nel Mercato Infragiornaliero (MI-GAS) sono stati scambiati 363 Figura 3: Mercati del gas naturale* MGAS Media Prezzi. /MWh Min mila MWh ad un prezzo medio pari a 26,9 /MWh, i restanti 5,7 milioni di MWh nei due comparti della Piattaforma di Bilanciamento Gas (PB-GAS). MP-GAS MGP MI 26,9-23,76 32, MT-GAS Max Volumi. MWh Totale Fonte: dati GME, Thomson-Reuters REPORT MARZO 215 PB-GAS Comparto G-1 26,59-23,9 36, Comparto G+1 23,46 (23,99) 22,57 25, ( ) P-GAS Royalties Import Ex d.lgs 13/ Tra parentesi i valori nello stesso mese dell'anno precedente /MWh MI PBGAS G+1 PBGAS G-1 PSV Pfor mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar A. T. 213/14 A.T. 214/15 Prezzi. /MWh MI 26,9 PBGAS G+1 23,46 PBGAS G-1 26,59 PSV 24,3 Pfor 23, * MGP e MI sono mercati a contrattazione continua, le Royalties e la PB-GAS mercati ad asta, il PSV è una quotazione ed il P for un indice NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 13 13

14 BoM BoM , BoM , mercato gas italia M , M , M , M , Tabella 1: Mercato a termine del gas naturale, prezzi e volumi Fonte: dati GME Q , Q Mercato - 28,42 - OTC - - Totale Posizioni aperte Prezzo Prezzo Prezzo di controllo* Negoziazioni Volumi Registrazioni Volumi Volumi Q minimo massimo , Prodotti /MWh /MWh /MWh variazioni % N. MWh/g N. MWh/g MWh/g variazioni % MWh/g MWh Q , BoM , BoM , Q , M ,35,% M ,2,% WS-213/ , M ,47,% M , WS-214/ , Q ,249,% Q ,25,% SS , Q ,852,% Q ,25,% TY-213/ , Q , SS ,747,% TY-214/ , SS , WS-215/ ,553,% CY , CY ,,% TY-215/216 Totale ,153 -,4% Totale *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese *Riferito all'ultima sessione di contrattazione del mese REPORT MARZO 215 Nel Comparto G+1 della Piattaforma di Bilanciamento (PB- Gas) sono stati scambiati 4, milioni di MWh in flessione del 12,9% rispetto ad un anno fa. Il prezzo medio, in flessione tendenziale da oltre un anno, si attesta a 23,46 /MWh (-2,2%), più basso di,57 /MWh rispetto alle quotazioni registrate a marzo al PSV. Nei 17 giorni, sui 31 di marzo, in cui il sistema è risultato lungo [Sbilanciamento Complessivo del Sistema (SCS)>], sono stati scambiati 2,4 milioni di MWh, di cui il 78,6%, pari a 1,9 milioni di MWh venduti dal Responsabile del Bilanciamento (RdB), ad un prezzo medio di 23,3 / MWh (-1,9% su base annua). Nei restanti 14 giorni con il sistema corto (SCS<), sono stati scambiati 1,6 milioni di MWh, di cui il 69,9% acquistati da RdB, ad un prezzo medio di 23,66 /MWh (-3,1%). Complessivamente il 75,2% dei volumi scambiati (3, milioni di MWh) è stato determinato dall azione di RdB ed il restante 24,8% da scambi tra operatori, pari a 988 mila MWh. Figura 4: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G + 1, prezzi e volumi Fonte: dati GME Sbilanciamento complessivo Totale del sistema (SCS) positivo negativo n.giorni 17/31 n.giorni 14/31 Prezzo. /MWh 23,46 (-2,2%) 23,3 23,66 Acquisti. MWh (-12,9%) RdB (+17,5%) Operatori (-2,6%) Vendite. MWh (-12,9%) RdB (-31,4%) Operatori (+15,8%) Tra parentesi le variazioni rispetto allo stesso mese dell'anno precedente Partecipazione al mercato Totale lato acquisto lato vendita Operatori attivi. N /MWh 27, 24, 21, 18, 15, /MWh 27, 24, 21, 18, 15, 27, /MWh 26, 12, Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar A. T. 213/14 A. T. 214/15 27, N. 26, 2/31 2/3 23/31 19/3 15/31 11/31 6/3 9/31 18/3 15/31 9/31 14/28 17/31 N. 26, 11/31 1/3 8/31 11/3 16/31 2/31 24/3 22/31 12/3 16/31 22/31 14/28 14/31 /MWh Volumi SCS positivo Prezzo Prezzi SCS negativo Prezzo MWh MWh MWh -2. MWh MWh NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 14 14

15 mercato gas italia Nel Comparto G-1 della PB-Gas, a marzo sono stati scambiati 1,7 milioni di MWh di gas naturale ad un prezzo medio di 26,59 / MWh. Nelle sessioni con scambi di gas naturale, il Responsabile del Bilanciamento ha presentato un offerta in acquisto soddisfatta dalle vendite degli operatori che hanno interessato tutte le zone Tabella 2: Piattaforma di Bilanciamento - Comparto G-1 Import Edison Stoccaggio Zone eccetto Edison Stoccaggio. Stogit ed Import si confermano le zone più liquide con 983 mila MWh scambiati (pari al 58,2% del totale) ad un prezzo medio rispettivamente pari a 23,94 e 27,5 /MWh, di cui il primo praticamente allineato al PSV (-,9 / MWh) ed il secondo superiore di 3,46 /MWh. LNG Stogit G+1 G+N Fonte: dati GME Totale REPORT MARZO 215 Prezzo. /MWh 27,5-29,44 23,94 24,97 24,97 26,59* Volumi. MWh Operatori. N * Media aritmetica dei prezzi massimi zonali giornalieri NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 15 15

16 mercati energetici europa Tendenze di prezzo sui mercati energetici europei A cura del GME Dopo le oscillazioni del primo bimestre, il mese di marzo conferma la generale fase ribassista che i principali mercati energetici europei attraversano ormai da qualche anno. In linea con uno scenario economico che resta caratterizzato da deboli segnali di rilancio, riprende infatti il trend calante delle quotazioni spot e futures di gas e power le quali, rientrando dal picco realizzato nel mese di febbraio, assorbono le consuete dinamiche stagionali e l analoga evoluzione discendente osservata nei valori dei prodotti petroliferi. REPORT MARZO 215 In lieve flessione congiunturale e in caduta tendenziale, il prezzo spot del Brent si attesta a 56 $/bbl (-2%, -48%), assecondando la consueta dinamica ribassista osservata nel mese di marzo ma ponendosi su livelli ben lontani da quelli raggiunti nella primavera del 212 (12 $/bbl circa). In linea con la commodity di riferimento la tendenza di gasolio e olio combustibile (523 $/MT, 291 $/MT, -3/-6%), con il primo che sembra incorporare in modo più intenso le trasformazioni nel mercato a monte. Gli sviluppi dei prezzi spot deludono le aspettative espresse dai mercati il mese scorso e sembrano indurre una revisione al ribasso in quelle future, che permangono più elevate dei corrispondenti valori a pronti (petrolio: 57/66 $/bbl, -3/-5%; olio combustibile 297/333 $/MT, -5/-6%; gasolio 524/525 $/MT). Perfettamente allineati i riferimenti spot europeo e sudafricano del carbone, piuttosto stabili attorno ai 6 $/MT negli ultimi due mesi, e ancora coerenti con il trend ribassista che li interessa da oltre quattro anni e non accenna ad arrestarsi (6,82 $/MT, -2/-5%). Tale dinamica ribalta inoltre le speranze formulate il mese scorso sui mercati a termine, le cui quotazioni vengono corrette al ribasso e prospettano uno scenario di ulteriori cali (58/6 $/MT, -3/-5%). Si impone con vigore la crescita del potere d acquisto del dollaro sull euro, in aumento sistematico dall aprile del 214, che si manifesta questo mese con un cambio pari a 1,8 $/ (in calo rispettivamente del 5% e del 22%), valore riproposto anche nelle previsioni a termine di prossima consegna, ugualmente scontate (-5%). L effetto della conversione in euro dei prezzi dei prodotti mensili è dunque quello di un progressivo apprezzamento su base congiunturale, rappresentato da rialzi compresi tra l 1% e il 3%. Newsletter Marzo 15 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1) Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica. Quotazioni a pronti Quotazioni a termine FUEL UdM Mar 15 2 FUEL ultima quot. future M-1 Apr 15 Mag 15 Giu PETROLIO $/bbl 56,44 crude - 2 % oil - 48 % 57,5 57,83-3 % 57,18-5 % 58,12-65,5-4 % Brent FOB /bbl 52,11 brent + 3 crude % future - 34 % - 53,39-52,77-53,61-6,4 - OLIO COMB. $/MT 29,68 fuel - 3 oil % - 55 % 319,84 296,6-5 % 298,17-5 % 3,14-333,29-6 %.1 FOB Barge /MT 268,35 FO + 1.% 1 % NWE- 42 % - 273,83-275,18-276,88-35,5 - GASOLIO $/MT 523,39 gasoil - 6 % - 42 % - 525,82-523,29-524, FOB ARA /MT 483,19 gasoil - 1 % future - 26 % - 485,46-482,94-483, CARBONE $/MT 6,82 coal - 2 % - 19 % 64, 59,79-3 % 59,4-4 % 58,16-58,95-5 % ARA Stm 6K C /MT 56,15 API2 + 3 CIF % + 3 % - 55,2-54,48-53,66-54,4 - CAMBIO $/ USD/EUR 1,8 FX- 5 % - 22 % - 1,8-5 % 1,8-5 % 1,8-1,9-5 % FX USD 1, FX USD % % - 1, - 1, - 1, - 1, - Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. Fonte: Thomson-Reuters $/bbl $/ 13 1,9 12 1,8 11 1,7 1 1,6 1,5 9 1,4 8 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA ,3

17 Newsletter Marzo 14 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 1) PETROLIO $/bbl 18,38 crude - Var 1 % oil M-1 Var - 1 M-12 ultima 18,73 quot. 18,51 - % 17,53-1 % 17,28 - Var 11,92 M-1 - % IO COMB. Tabella FUEL$/MT 1: Greggio UdMe 64,78 combustibili, Mar 15fuel + quotazioni oil 3 % Brent FOB /bbl 78,38 brent - 3 crude FUEL+ 3 future - 7 mensili % future spot 623,93 e -M-1 a termine. Apr Media 15612,95 aritmetica. 78,49 + Mag 1 % 15 67,12 Giu - 77, % - 77,6 65, ,71 577,8 - % - FOB OLIO Barge COMB. /MT $/MT Quotazioni 463,4 64,78 a pronti FO fuel + 1.% + 1 oil 3 % NWE- + 3 % 623,93-612,95 443, % - 67,12 Quotazioni 439,15a + termine % - 65,6 437,67-577,8-417,32 - % - Tabella PETROLIO 1: Greggio Newsletter $/bbl e combustibili, 56,44 Marzo quotazioni crude % oil - Tendenze mensili 48 spot 57,5 di e prezzo a termine. 57,83 e Media Prospettive aritmetica. - 3 % 57,18 sui Mercati - 5 % Energetici 58,12 - (pag 65,5 1) 4 % SOLIO.1 FOB Barge $/MT /MT 9,5 463,4 gasoil FO % 1 % NWE- 13 % 933, - 443,36 917, % 439,15 916, % 437,67915,18-417, Brent FOB /bbl 52,11 brent + 3 crude % future ,39-52,77-53,61-6,4 - mercati FUEL UdM energetici Mar 15 Var europa M-12 FUEL ultima quot. GASOLIO COMB. $/MT $/MT 9,5 29,68 fuel oil % 155 future 319,84 933, M-1 Apr ,6 917,93 - Mag 15 5 %- 2 % 298,17916,94 Giu 15-5 % - 23,14 % 915, FOB ARA /MT Quotazioni 65,91 a pronti gasoil - 4 % future - 8 % - 663,95 - Quotazioni 663,25 a termine ,99 333, % Tabella 1: Greggio e combustibili, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica. RBONE.1 FOB.1 ARA FOB Barge $/MT /MT /MT 75,45 65,91 268,35 coal gasoil - FO % 1.% future 1 % NWE % 75, ,83 663,95 76, ,18 % 663,25 75, ,88-2 % 661,99-75,51 35, , % GASOLIO PETROLIO FUEL UdM $/MT $/bbl Quotazioni Mar 523,39 56,44 14 Var a pronti gasoil crude -- M-1 62 % oil Var M-12 FUEL ultima 57,5 quot ,82 57,83-3 -% 57,18 523,29 Quotazioni - 5 %- 58,12 524,59 a termine , % CARBONE $/MT 75,45 coal , 76,9-1 % 75,36-2 % 75,51 81,1 - A Stm 6K C /MT 54,57 API2-4 CIF % - 16 % future M-1 Apr 14-55,4 Mag 14-54,51 Giu ,62-58,64-1 % -.1 Brent FOB FOB ARA /MT /bbl 483,19 52,11 gasoil brent future crude % future ,46 53,39-52,77 482, ,61 483, ,4- - MBIO ARA $/ Stm 6K C /MT 54,57 API2-4 CIF ,4-54,51-54,62 58,64 - CARBONE OLIO USD/EUR 2 FUEL COMB. $/MT1,38 6,82 UdM 29,68 FX+ coal Mar 15 fuel 1 -%- 23 oil % + ultima quot. FUEL % 319,84 64,- 296,6 59,79 1,38 Apr % + 298,17 159,4 % Mag ,38 4 % 3,14 58, % Giu ,38 333,29 58, % 5 % 1, % CAMBIO PETROLIO $/ USD/EUR $/bbl 1,38 18,38 FX crude % oil - 17 % 18,73 future - M-1 18,51 1, % 1 % 17,53 1,38-1 % + 1 % 17,28 1, ,92 1,38 - % + 1 % USD ARA.1 Stm FOB 6K Barge C /MT /MT 56,15 268,35 API2 FO + 1.% 3 CIF 1 % NWE % 273,83 55, ,18 54,48-276,88 53, ,5 54,4 - Brent FOB /bbl 1,78,38 FX brent USD -% 3 crude % future - 7 % ,491, ,78 1,- 77,6 - -1, 73, , - FX USD CAMBIO GASOLIO $/ USD/EUR $/MT 1,523,39 1,8 FX FX gasoil USD % % ,82 1,81, % - 523,29 1,8 1,- -5 % 524,59-1,8 1, , , % - OLIO FX PETROLIO COMB. USD $/MT$/bbl 64,78 1, 56,44 fuel FX + crude oil USD 3 -% 2 % oil % % 623,93 57,5 612,95 1, 57, % 1, 67,12 57, % 1, 65,6 58, , 65,5 577, %.1 FOB ARA /MT 483,19 gasoil - 1 % future - 26 % - 485,46-482,94-483, afico Grafico.1 Brent 1: FOB Greggio /bbl e tasso 52,11 di cambio, brent + 3 crude % andamento future - 34 % mensile - dei prezzi 53,39 spot -e a termine. 52,77 Media 53,61-6,4 - Grafico 1: FOB Greggio Barge CARBONE 1: Greggio e /MT tasso COMB. e $/MT tasso di 463,4 $/MT di cambio, FO + 1.% 6,82 29,68 cambio, coal andamento 1 % NWE- 3 % fuel andamento - 2 % - 19 % - 3 oil % - 55 % mensile mensile - 64, 319,84 dei dei prezzi prezzi 443,36 59,79 296,6 spot spot e - a 3 e - % - termine. a termine. 439,15 59, ,17 Media Media aritmetica. % aritmetica. 437,67-417,32-58,16-58,95-5 % GASOLIO Grafico 1: Greggio $/MT e tasso 9,5 di cambio, gasoil - 2 % andamento - 1 % mensile 933, dei prezzi spot 917,93e a termine. - 2 % Media 916,94 aritmetica % 3,14 915, , %- ARA Stm 6K C /MT 56,15 API2 + 3 CIF % + 3 % - 55,2-54,48-53,66-54,4 -.1 FOB Barge /MT 268,35 FO + 1.% 1 % NWE- 42 % - 273,83-275,18 276,88-35,5 - bbl.1 FOB ARA /MT 65,91 gasoil - 4 % future - 8 % - 663,95-663,25-661, $/bbl $/bbl CAMBIO $/ USD/EUR 1,8 FX- 5 % - 22 % 1,8-5 % 1,8-5 % 1,8-1,9-5 % GASOLIO $/MT 523,39 gasoil - 6 % - 42 % - 525,82-523,29-524, $/ - $/ $/ CARBONE $/MT 75, FX USD 1, coal - 2 % - 11 % FX USD 75, 76,9-1 % 75,36-2 % 75,51-81,1-1 % - 1, 1, - 1, - 1, 1,9-.1 FOB ARA /MT 483,19 gasoil - 1 % future - 26 % - 485,46-482,94 483, ,9 1,9 ARA Stm 6K C /MT 54,57 API2-4 CIF % - 16 % - 55,4-54,51-54,62-58,64-12 CARBONE $/MT 6,82 coal - 2 % - 19 % 64, 59, ,4-4 58,16-58,95 1,8-5 % 12 CAMBIO $/ USD/EUR 1,38 FX+ 1 % + 7 % - 1, % 1, % 1,38-1, % Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,8 11 ARA Stm 6K C /MT 56,15 API2 + 3 CIF % + 3 % - 55,2-54,48 53,66-54,41,7-1,8 FX USD 1, FX USD % % - 1, - 1, - 1, - 1, CAMBIO $/ USD/EUR 1,8 FX- 5 % - 22 % - 1,8-5 % 1,8-5 % 1,8-1,91,6 $/bbl - 5 % $/ 1,7 FX USD 1, FX USD % % - 1, - 1, - 1, - 1,1,5-1,7 Grafico : Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,9 1 1,4 1, ,8 Grafico 1: Greggio e tasso di cambio, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1,3 1,6 $/bbl ,7 $/ 1,2 1,5 13 1,9 6 $/bbl 1,6 1 1,1$/ 1, ,5 1,9 1,4 9 1, 1, ,4,91,8 1, ,7 1,3 1,3 11 1, ,2 1,3 1 1,6 1, Fonte: 3 4 5Thomson-Reuters , ,5 Grafico 9 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica , 215 1,5 1, , $/MT 8 4,9 $/bbl 1, , Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1, ,3 Grafico 12 2: Prodotti petroliferi, andamento annuale e mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica 1,1 $/MT 12 afico 2: $/bbl 6 Prodotti 5 petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 1, 1,2 Grafico 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica ,9 MT 21 $/MT $/bbl 3 $/bbl Grafico 6 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. Grafico 12 2: Prodotti petroliferi, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT 4 $/bbl $/MT 1 $/bbl Grafico 1 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica $/MT Grafico 1 2 3Grafico 4 3: 5 Coal, 6 7 3: 8 Coal, andamento 9 1 andamento mensile 2 3 mensile 4 5 dei 6dei 7 prezzi 8 prezzi 9 1 spot spot e 1 a 2 termine. termine Media 6 Media 7 8 aritmetica. 9 aritmetica Fonte: Thomson-Reuters $/MT $/MT Grafico 14 afico 3: Coal, 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica 6 14 andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. 13 Grafico 3: Coal, andamento mensile dei prezzi spot e a termine. Media aritmetica. /MT $/MT4 $/MT Fonte: Thomson-Reuters REPORT MARZO 215 NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 17 17

18 mercati energetici europa Coerenti con la tendenza del greggio, le dinamiche registrate nei principali hub europei del gas risultano altresì del tutto in linea con le fluttuazioni stagionali cui si assiste solitamente alla fine del periodo invernale. In calo congiunturale più o meno consistente, le valorizzazioni del gas naturale risultano comprese tra i 22 /MWh e i 24 /MWh e segnano decisi ribassi dopo i picchi raggiunti nel mese di febbraio (-3/-8%) e più Figura 1: Gas, quotazioni annuali e mensili spot e a termine. Media aritmetica Figura 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Quotazioni a pronti ( /MWh) fievoli cali tendenziali (-1/-5%). Il PSV (24 /MWh, -8%, -1%), sempre superiore agli altri riferimenti, conferma il progressivo allontanamento dagli stessi, in controtendenza rispetto a quanto osservato nel primo trimestre del 214 (spread PSV- TTF: +2,27 /MWh). A tendere, le quotazioni restano pressoché stabili attorno ai valori attuali a seguito anche in questo caso di moderate svalutazioni (-1/-2%). Newsletter Marzo 15 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2) Quotazioni a termine ( /MWh) REPORT MARZO 215 GAS Area Mar 15 2 ultima quot. future M-1 Apr 15 Mag 15 Giu 15 GY 215/16 PSV IT 24,7-8 % - 1 % 26,3 23, TTF NL 21,8-3 % - 5 % 23,5 21,56-2 % 21, ,89-2 % CEGH AT 22,38-6 % - 5 % 24,2 22,34-22,17-22, NBP UK 22,26-4 % - 4 % 24,32 22,21-1 % 21,33-1 % 2,7-22,64-1 % /MWh Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Fonte: Thomson-Reuters Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) In linea con il deprezzamento delle materie prime, le quotazioni Var Gestor M-12 Area Mar 15 ultima quot. spot delle principali borse elettriche Paese europee ripiegano e future su M-1 valori decisamente inferiori rispetto allo scorso mese e al contempo ITALIA 49,99-8 % + 7 % 51, descrivono, anche a marzo, intensi aumenti tendenziali. La FRANCIA 43,81-13 % + 23 % quotazione italiana si mantiene come al solito al di sopra di GERMANIA 31,34-15 % + 1 % tutte le altre, SPAGNA attestandosi 43,13 su un valore + 1 % che + 62 disattende % di poco le aspettative AREA SCANDINAVA riposte lo 25,34 sorso mese - 13 %(5 - /MWh, 5 % -8%, +7% previsione AUSTRIA a febbraio pari 31,7 a 51 /MWh) - 14 % e, per - % quanto allineata tramite coupling nel 3% delle ore al prezzo francese, se ne Apr 15 allontana Mag 15 maggiormente Giu 15 in virtù del più forte 216 calo congiunturale di quest ultimo (44 /MWh, -13%, +23%). Dai mercati a termine 46, % 46, % 48,64-46,95 - % scarsi segnali di ripresa: per quanto in alcuni casi rivalutate, le previsioni per aprile e maggio infatti propongono valori tutti al di sotto delle quotazioni a pronti, fenomeno che solo in parte riproduce le attese dinamiche stagionali. IT Borsa Ita ,85 - FR EEX 45,78 38, % 3,53-1 % 31,81-38,86 - DE EEX 32,57 3,67-2 % 29,28-4 % 31,54-32,26 - ES nome OMIP Borsa Ita 4,5-37, % 43, % 48, , NO nome Nasdaq EEX 25,22-24, % 24, % 24, , nome Nasdaq SVIZZERA 44,52 - nome 12 % + OMIP 24 % /MWh NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA 18 18

19 PSV 25 IT 24,7-8 % - 1 % 26,3 23, TTF NL 21,8-3 % - 5 % 23,5 21,56-2 % 21, ,89-2 % mercati 2 energetici europa CEGH AT 22,38-6 % - 5 % 24,2 22,34-22,17-22, NBP UK 22,26-4 % - 4 % 24,32 22,21-1 % 21,33-1 % 2,7-22,64-1 % /MWh Figura 3 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Fonte: Thomson-Reuters Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Quotazioni a pronti ( /MWh) Area Mar 15 Var Gestor M-12 Paese e ultima quot. future M-1 Figura 2 1: Gas, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica ITALIA 49,99 - IT8 % + Borsa 7 % Ita 51, - 46, % 46, % 48, ,95 46,85 - -% FRANCIA Quotazioni 43,81 a pronti ( /MWh) - FR 13 % + EEX 23 % 45,78 38, Quotazioni % 3,53 a termine - 1 ( /MWh) % 31,81-38,86-15 GERMANIA 31,34 - DE 15 % + EEX 1 % 32,57 3,67-2 % 29,28-4 % 31,54-32,26 - GAS SPAGNAArea Mar 43, ultima quot. + nome ES 1 % + Borsa OMIP 62 % future Ita M-14,5 - Apr 15 37,35 - Mag - -% 15 43,84 - Giu GY % 48,2-215/16-45, AREA SCANDINAVA 25,34 - NO nome 13 % Nasdaq EEX - 5 % 25,22-24, % 24, % 24, , PSVAUSTRIAIT 24,7 31,7-8 %- nome 14 %- 1 % Nasdaq - % 26,3-23, TTF SVIZZERANL 21,8 44,52-3 %- nome 12 %- 5 % + OMIP 24 % 23,5-21, % 21, , %- - CEGH AT 22,38-6 % - 5 % 24,2 22,34-22,17-22, Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica Quotazioni a termine ( /MWh) Newsletter Marzo 15 - Tendenze di prezzo e Prospettive sui Mercati Energetici (pag 2) NBP UK 22,26-4 % - 4 % 24,32 22,21-1 % 21,33-1 % 2,7-22,64-1 % /MWh Quotazioni a pronti ( /MWh) Quotazioni a termine ( /MWh) 9 /MWh Var Area Mar 15 Paese Gestor M-12 ultima quot. e Apr 15 future M-1 Mag 15 Giu Apr 15 Mag 15 Giu REPORT MARZO ITALIA 49,99 - IT8 % + Borsa 7 % Ita 51, - 46, % 46, % 48, ,95 46,85 - -% 6 3 FRANCIA 43,81 - FR 13 % + EEX 23 % 45,78 38, % 3,53-1 % 31,81-38,86 - GERMANIA 31,34 - DE 15 % + EEX 1 % 32,57 3,67-2 % 29,28-4 % 31,54-32, SPAGNA 43,13 + ES nome 1 % + OMIP Borsa 62 % Ita 4,5-37, % 43, % 48, , AREA SCANDINAVA 25,34 - NO nome 13 % Nasdaq EEX - 5 % 25,22-24, % 24, % 24, , AUSTRIA 31,7 - nome 14 % Nasdaq - % SVIZZERA 44,52 - nome 12 % + OMIP 24 % /MWh TWh Volumi a pronti (TWh) 4 7Figura 2: Borse elettriche, quotazioni mensili spot e a termine. Media aritmetica In diffuso aumento tendenziale i volumi scambiati sulle 35 principali 6 Area Mar 15 2 borse elettriche Quotazioni europee, a pronti con ( /MWh) EPEX e Nord Pool 3 che questo mese 5 gestiscono la stessa taglia di Var transazioni M-1 Var Gestor M-12 (33 ultima 25 TWh, quot. +5%) 1 Figura 3: AUSTRIA Borse europee,,7 volumi annuali + 25 % + e 13 mensili % sui mercati spot e la borsa italiana che sale a 17 TWh (+5%), massimo dallo scorso luglio. Quotazioni a termine ( /MWh) Area Mar 15 Paese ITALIA 16,8 + 8 % + 5 % e Apr 15 2 Mag 15 Giu future M-1 4 FRANCIA 7,3-4 % + 31 % 3 ITALIA 49,99 - IT8 % + Borsa 7 % Ita 51, 15-46, % 46, % 48, ,95 46,85 - -% GERMANIA 23, FRANCIA 43,81 - FR 13 % + EEX 23 % 45, , % 3,53-1 % 31,81-38,86 - SPAGNA 13,7-3 % - 7 % 2 GERMANIA 31,34 - DE 15 % + EEX 1 % 32,57 5 3,67-2 % 29,28-4 % 31,54-32,26 - AREA SCANDINAVA 33,2 + 2 % 5 % SPAGNA 43,13 + ES nome 1 % + OMIP Borsa 62 % Ita 4,5-37, % 43, % 48, , AREA 3 SCANDINAVA , NO nome 13 9% 11 Nasdaq EEX - 15 % , , % , % , , SVIZZERA 1, AUSTRIA ,7 - nome 14 % 213 Nasdaq - % SVIZZERA 44,52 - nome 12 % + OMIP 24 % TWh Volumi a pronti (TWh) 4 /MWh 35 9 Area Mar ITALIA 16,8 + 8 % + 5 % 2 6 FRANCIA 7,3-4 % + 31 % 15 5 GERMANIA 23, % - 1 % 1 SPAGNA 13,7-3 % - 7 % 4 5 AREA SCANDINAVA 33,2 + 2 % + 5 % 3 AUSTRIA, % + 13 % SVIZZERA 1,8 + 2 % + 4 % Volumi a pronti (TWh) Area Mar 15 2 TWh ITALIA 16,8 + 8 % + 5 % 2 FRANCIA 7,3-4 % + 31 % 15 GERMANIA 23, % - 1 % NEWSLETTER NEWSLETTER DEL 1 GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO PAGINA 25 PAGINA Fonte: Thomson-Reuters

20 mercati per l'ambiente Mercato dei titoli di efficienza energetica A cura del GME Nel mese di marzo 215 sul Mercato dei Titoli d Efficienza Energetica sono stati scambiati TEE, in aumento rispetto ai TEE scambiati a febbraio. Dei TEE sono stati scambiati TEE di Tipo I, TEE di Tipo II, TEE di Tipo II CAR, TEE di Tipo III e 237 TEE di Tipo V. Rispetto al mese di febbraio, si registra una diminuzione dei prezzi medi pari a 2,48 % per i TEE di Tipo I, del 2,31 % per i TEE di Tipo II, del 3,7 % per i TEE di Tipo II-CAR, e del 2,76 % per i TEE di Tipo III. In particolare, analizzando l andamento specifico dei prezzi di questo mese, si rileva che i titoli di Tipo I sono stati scambiati ad una media di 14,32 (rispetto a 16,97 di febbraio), i titoli di Tipo II, ad una media di 14,19 (rispetto a 16,65 di febbraio), i titoli di Tipo II-CAR, ad una media di 13,85 (17,84 a febbraio), i titoli di Tipo III sono stati quotati ad una media di 14,18 (rispetto a 17,14 di febbraio). Il prezzo medio dei TEE di Tipo V, per la prima volta sulla piattaforma nel 215, è stato pari a 14,. I titoli emessi dall inizio dell anno sono pari a TEE ( di Tipo I, di Tipo II, di Tipo II CAR, di Tipo III e 56 di Tipo V). Dall inizio del meccanismo i titoli emessi sono pari a TEE. REPORT MARZO 215 TEE, risultati del mercato del GME - marzo 215 Tipo I Tipo I Tipo II Tipo II Tipo II-CAR Tipo II-CAR Tipo III Tipo III Tipo V Tipo V Volumi scambiati (n.tee) Valore Totale ( ) , , , , , Prezzo minimo ( /TEE) 12, 12,7 13,56 11,1 14, Prezzo massimo ( /TEE) 16,5 16,5 15,8 16,5 14, Prezzo medio ( /TEE) 14,32 14,19 13,85 14,18 14, TEE emessi dall'avvio del meccanismo a fine marzo 215 (dato cumulato) Totale: TIPO I TIPO II TIPO II_CAR TIPO III TIPO V NEWSLETTER NEWSLETTER DEL GME DEL GME FEBBRAIO NUMERO NUMERO 81 PAGINA 25 PAGINA 2 2