Relazione Annuale 21 5 Luglio 211 Dr. Cosimo Campidoglio Responsabile Ricerca, Sviluppo e Monitoraggio del Mercato
2 Disclaimer All interno di questo documento: I dati relativi al 211 sono consolidati al 31 maggio I dati annuali segnalati con il simbolo * si riferiscono al periodo 1 gennaio - 31 maggio Il dato dei volumi relativo alle zone comprende le quantità dei poli di produzione annessi 2-2 -
3 Il contesto internazionale Segnali di crescita nel 21 Ripresa a livello globale PIL mondiale: +5% 1 commercio internazionale: +13% 1 consumi di energia primaria: +4% 2 N indice (base: 25) 15 1 Crescita ridotta in Europa 95 PIL UE: +1,8% 1 Germania: +3,5% 1 Francia: +1,5% 1 9 26 27 28 29 21 Consumo Gas Consumo Power PIL e in Italia PIL: +1,3% 1 Consumi elettrici e gas in aumento (+1,9%, +6,4%), ma inferiori ai livelli del 25 $/bbl $/MT 16 Brent ($/bbl) Carbone ARA ($/MT) Gas TTF () Tasso $/ (asse dx) $/ 1,6 12 1,5 Crescita delle quotazioni delle commodities Brent: +29% 3 Carbone: +31% 3 Gas: +44% 3 8 4 1,4 1,3 3 1 Fonte: FMI, World Economic Outlook; 2 Fonte: BP, Energy Outlook 21; 3 Fonte: Thomson Reuters; Fonte: Istat 26 27 28 29 21 211* - 3-1,2
4 Crescita dei nuovi mercati e delle contrattazioni a termine Piattaforma Conti Energia Maggior grado di maturità operatività in crescita transazioni posizione netta 21: +36% +16% 211*: +22% +21% Churn ratio al valore massimo storico Crescita dei contratti standard 21: +8% (43% dei bilaterali) 211*: +11% (41% dei bilaterali) TWh 25 2 15 1 5 - Transazioni registrate Posizione netta Churn ratio 236,2 1,54 1,52 173, 152,4 153,8 132,1 122,8 113, 96,7 82,2 1,31 74,2 1,24 1,18 Mag - Dic 27 28 29 21 211* Maggior utilizzo delle opzioni di flessibilità TWh 4 Sbilanciamento in prelievo Sbilanciamento in immissione passaggio dello sbilanciamento a programma aggregato dal lato prelievo a quello immissione, segno del mercato lungo nel 211 conferma dell inversione e ulteriore aumento di circa il 5% dello sbilanciamento in entrambi i lati (+6 p.p. sul totale dei programmi registrati) 35 3 25 2 15 1 12, 1,5 18,4 26,4 3,6 34,5 24,3 19,3 14,9 5 3,6 4-4 - Mag - Dic 27 28 29 21 211*
5 Crescita dei nuovi mercati e delle contrattazioni a termine Mercato a Termine dell Energia Crescita dei volumi successo dei nuovi prodotti annuali e trimestrali che raccolgono insieme il 6% dei contratti e il 92% dei volumi scambiati volumi cresciuti a quasi la metà di quelli di IDEX nel 21 e su livelli molto simili nel 211 6 5 4 3 4,44 MTE Volumi TWh 29 21 211 7 6,29 Volumi 211* 21 2 MTE 4,4 TWh 6,3 TWh IDEX 5,6 TWh 15,4 TWh 1,12 Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Segnali di prezzo coerenti Pun Prezzo Medio MTE Primo Prezzo MTE Ultimo Prezzo MTE 8 correlazione sui prodotti più liquidi tra i prezzi di MTE e IDEX pari all 84% buona capacità predittiva dei prezzi MTE sul relativo sottostante 7 6 5 63,97 62,85 59,3 6, 63, 63,3 7,5 66,9 69,75 65,6 66,7 65,5 69,75 65,1 65,5 67,99 67,75 4 3 63,45 62,55 62,82 61,31 59,36 6,2 7,9 69,91 66,55 65,78 61,38 64,88 65, 66,29 68,18 65,18 71,28 2 1 5 gen-1 feb-1 mar-1 apr-1 mag-1 giu-1 lug-1 ago-1 set-1 ott-1 nov-1 dic-1 gen-11 feb-11 mar-11 apr-11 mag-11-5 - Mese di negoziazione Pun - Mese di consegna MTE
6 Crescita dei nuovi mercati e delle contrattazioni a termine Mercati elettrici a pronti MI/MA: espansione del mercato dopo la riforma avviata a fine 29 gradimento crescente delle maggiori opzioni di flessibilità offerte da MI volumi operatori 21: +22% +3% 211*: +3% (1) +27% TWh 16 14 12 1 8 6 1,5 9,9 34 12,7 32 11,7 37 12, 53 14,6 69 66 8,7 N 8 7 6 5 4 3 avvio nel 211 di MI3 e MI4: possibilità di aggiornare le posizioni fisiche a ridosso del tempo reale 4 2 23 25 26 27 28 29 21 211* 2 1 segnali di prezzo su MI1 e MI2 analoghi a MGP MA MI1 MI2 MI3 MI4 N operatori attivi 21 211* MI1: 63,69 66,7 MI2: 63,66 64,9 MGP: 64,12 67,22 TWh 25 2 23 63% 197 6% 221 46 67% 233 69% 48 213 68% 45 199 63% 58% 75% 6% 6 MGP: riduzione dei volumi per effetto di domanda stagnante e del maggior ricorso a contrattazioni termine nel 21 la riduzione della liquidità è relativa solo a operatori istituzionali calo dei volumi dell AU, con progressiva crescita nell utilizzo di MTE liquidità operatori non istituzionali costante negli ultimi 3 anni al 34% ulteriore calo nel 211*, con liquidità operatori non istituzionale al 28% 15 1 5 52 48 47 69 45% 63 42 91 35% 33% 33% 28% 113 123 74 3% 24% 16 113 15 11 22 15% 79 9% 7% 23 31 36 % 25 26 27 28 29 21 211* Operatori non istituzionali AU netto cip6 Gse Terna Liquidità complessiva Liquidità operatori non istituzionali - 6 -
7 Il perdurare dell overcapacity Prezzo unico nazionale (PUN) Pun stabile nel 21 rispetto al 29 Prezzi spot in Europa: Spagna: +,1% Francia/Germania: +1/15% rialzo nel 211 sotto la spinta del Brent 211* 21 29 28 27 26 Var. % 211*/21* Var. % 21/29 Totale 67,22 8,6% 64,12,6% 63,72 86,99 7,99 74,75 Picco 77,7 3,8% 76,77-7,6% 83,5 114,38 14,9 18,73 Fuori picco 62,4 12,% 57,34 7,4% 53,41 72,53 53, 57,6 - Lavorativo 58,87 12,6% 54,2 12,2% 48,29 67,75 48,6 54,12 - Festivo 65,55 11,4% 6,98 2,9% 59,27 77,88 58,58 6,25 Picco/Fuori picco lavorativo 1,31-7,9% 1,42-17,6% 1,72 1,69 2,18 2,1 Festivo/Fuori picco lavorativo 1,11-1,% 1,13-8,3% 1,23 1,15 1,22 1,11 Convergenza prezzi di picco e fuori picco mai così vicini e per la prima volta con variazioni discordi tra loro allineamento agli standard europei ridotto utilizzo degli impianti di pompaggio (211*: -4% vendite, -77% acquisti) tendenze confermate nella prima fase del 211 Picco/Fuori picco Pun Picco Fuori picco Festivo 12 1 8 6 Tendenza al moderato aumento crescita dei costi di generazione ulteriore riduzione del differenziale con le principali quotazioni europee 4 2 2,1 26 2,18 27 1,69 28 1,72 29 1,42 21 1,31 211* 7-7 -
8 Il perdurare dell overcapacity Spark Spread L andamento del Pun riflette: Crescente divaricazione tra Domanda stagnante e Offerta Costi di generazione in costante ripresa durante l anno Potere di mercato significativo, ma in costante riduzione dei valori minimi storici Valore Delta% Valore Delta% Valore Valore Valore Valore Pun () 67,22 +9% 64,12 +1% 63,72 86,99 7,99 74,75 Domanda (MWh) 35.66-2% 36.365 +2% 35.779 38.361 37.665 37.647 Offerta (MWh) 61.263 +6% 58.162 +2% 57.1 56.416 54.83 52.32 IOM (%) 2% -3 p.p. 22% -6 p.p. 27% 51% 77% 88% IOR (%) 14% -3 p.p. 15% -2 p.p. 17% 2% 21% 27% Brent ($/bbl) 111,16 +43% 79,85 +29% 61,67 97,26 72,39 65,14 Brent ( /bbl) 79,57 +38% 6,24 +36% 44,22 66,11 52,82 51,86 Tasso $/ 1,4 +4% 1,33-5% 1,39 1,47 1,37 1,26 Costo Generazione da Ciclo Combinato () 211* 21 29 28 27 26 81,71 +23% 71,8 +23% 57,88 81,92 53,8 62,73 - Itec Ccgt () (2) 7,22 +26% 6,51 +25% 48,31 7,96 49,38 52,93 - CV () 5,64 +6% 5,15 +12% 4,61 3,35 4,18 3,38 - CO2 Ccgt () 5,85 +14% 5,41 +9% 4,96 7,61,24 6,43 Spark Spread () (1) -3, -15% 3,61-77% 15,41 16,3 21,61 21,82 (1) lo spark spread è calcolato come media delle differenze mensili tra Pun e ITECccgt al 53% al netto degli oneri ambientali (CV e CO2), (2) l'itec Ccgt è stato ricalcolato considerando un rendimento superiore e pari al 53% Difficoltà per i produttori di recuperare i costi: Spark Spread Pun ITEC ccgt 53% 12 Spark Spread sui valori minimi nel 21 e addirittura negativo nel 211* (-3 ). 1 8 6 Le quotazioni a termine indicano un ulteriore peggioramento dello spark spread atteso per il 211 a -5 4 2-2 8 gen feb mar apr ma giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr ma giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr ma giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr ma giu lug ago set ott 28 29 21 211-8 - nov dic
9 Dinamiche zonali Sistema Italia Si confermano le principali caratteristiche già emerse negli anni passati il Sud risulta ancora zona più economica le isole si mantengono nettamente sopra la media nazionale, ma con significativi segnali di rientro attuali e ottime prospettive future Nel 21 aumento del differenziale di prezzo Nord- Sud, tornato nel 211* a ridosso dei minimi storici Differenziale concentrato nelle sole ore di picco (21: 7 ; 211*: 5 ) Media 211 21 29 28 27 26 Var. % 211/21* Media Var. % 21/29 Media Media Media Media PUN 67,22 9% 64,12,6% 63,72 86,99 7,99 74,75 NORD 65,9 11% 61,98 1,9% 6,82 82,92 68,47 73,63 CENTRO NORD 65,91 9% 62,47,3% 62,26 84,99 72,8 74,98 CENTRO SUD 65,8 8% 62,6,3% 62,4 87,63 73,5 74,99 SUD 63,84 15% 59, -,8% 59,49 87,39 73,4 74,98 SICILIA 86,4-8% 89,71 1,8% 88,9 119,63 79,51 78,96 SARDEGNA 73,53 6% 73,51-1,4% 82,1 91,84 75, 8,55 Delta totale 22,56 3,71 28,6 36,71 11,4 6,92 Delta continente 2,6 3,6 2,91 5,7 4,75 2,4 18 Picco 18 Fuori picco 18 Festivo 16 16 16 14 14 14 12 12 12 1 1 1 8 8 8 6 6 6 4 26 27 28 29 21 211* 4 26 27 28 29 21 211* 4 26 27 28 29 21 211* 9 Pun Nord Sud Sicilia Sardegna - 9 -
1 Dinamiche zonali Sardegna Nel 21 la Sardegna è l unica zona in significativo ribasso, risultando spesso unita al continente MWh 1 8 5 4 prezzo in diminuzione a 73,53 (-1,4%) 6 3 volatilità in calo (-1 p.p.) effetti della nuova linea SAPEI tendenza confermata nel 211, con l eccezione di aprile e maggio, caratterizzati da un basso livello di offerta di base 4 2-2 Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag 2 1-1 21 211 Diff Pz Sard - Pun (asse dx) SACOI Centro Nord - Corsica SAPEI Centro Sud - Sardegna Offerte rifiutate Il differenziale di prezzo con il Pun è in calo... 29: +18,3 21: +9,4 211*: +6,3 e minimo in condizioni normali di capacità della linea SAPEI disponibilità dell offerta MWh medi orari 2.8 2.6 2.4 2.2 2. 1.8 1.6 1.4 1.2 Pz Sard-Pun = 14 Pz Sard-Pun =,5 2.448 ore (28%) Pz Sard-Pun = 12,3 Pz Sard-Pun = 3,5 3.428 ore (39%) 1.217 ore (14%) 1.667 ore (19%) SAPEI= MW MW<SAPEI<=27 MW SAPEI>27 MW 1-1 -
11 Dinamiche zonali Sicilia Nel 21 la Sicilia è l unica zona con prezzi e volatilità contemporaneamente in lieve aumento prezzo in ripresa a 89,71 (+1,8%) volatilità crescente (+2 p.p.) 1% 9% 8% 7%,9 TWh,3 TWh 7,2 TWh 1,1 TWh,4 TWh 5,9 TWh 1,4 TWh 1, TWh 4,4 TWh,6 TWh 1,2 TWh 4,4 TWh,6 TWh 1,6 TWh 2,5 TWh,2 TWh,8 TWh 1, TWh 6% Ma il differenziale con il Pun è in calo progressivo grazie a: nuova capacità competitiva entrata nel 21: Eolico 24 MW 5% 4% 3% 2% 11,7 TWh 12,4 TWh 13,4 TWh 12,8 TWh 14,8 TWh 5,9 TWh Ccgt 74 MW (1) 1% inversione nella tecnologia marginale % 26 27 28 29 21 211* ITM Olio: da 54% a 33% Vendite Ccgt Vendite Altro Termico Vendite Eolico Vendite Altro Rinnovabile ITM Ccgt: da 27% a 48% Tendenza confermata nel 211.. unica zona con prezzo in calo (-8%) % 9% 75% P = 33 P = 18 P = 12 6 5 prezzi più bassi del sistema nel 1% delle ore 6% 4 impegni operatori verso AGCM 45% 3.. ma attenuata dai picchi di maggio 3% 2 restringimento del transito 15% 1 % Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag 21 211 Diff. Pz Sici-Pun (asse dx) ITM ccgt ITM olio combustibile 11 (1) A pieno regime nella seconda parte dell anno - 11 -
12 Overview dei mercati europei Quotazioni a pronti e a termine Prezzi spot: 9 Spot Futures nel 21 ritmi di crescita differenti registrati nell area mediterranea e centronord europea 8 7 67,22 74,25 scende al minimo storico il differenziale tra Pun e quotazioni centro-europee 6 52,82 58,65 57,75 In Italia prezzi stabili, ma ancora più elevati del resto d Europa diverso ritardo nel recepire le variazioni del petrolio overcapacity 5 4 3 52,54 53 46,2 26 27 28 29 21 211* Y212** Italia Germania Francia Spagna Quotazioni a termine: Propensioni rialziste per il 211 e il 212, contenute in Italia, decisamente più marcate nel resto d Europa (effetto Germania) 8 Y211 a Y212 a ulteriore riduzione del differenziale di prezzo 7 6 Elevato grado di influenza e interazione 5 diverso livello, ma andamenti analoghi forte correlazione tra quotazioni italiane ed estere 4 3 gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic gen feb mar apr mag 21 211 12 ** il dato fa riferimento al prezzo di settlement del prodotto calendario Y 212 disponibile al 2 giugno 211-12 - Italia (GME) Germania (EEX) Francia (EEX) Spagna (OMIP) Area scandinava (Nasdaq OMX) a Il dato fa riferimento all ultima quotazione registrata in ciascun mese dal prezzo di settlement del prodotto calendario
13 Market Coupling IT-SI Risultati dei primi cinque mesi di operatività Il market coupling ha funzionato regolarmente MW 2 Capacità allocata dal Market Coupling IT-SI % della capacità totale tra IT-SI 18 16 173 183 14 direzione dell energia coerente con i prezzi 12 1 113 efficienza nel 1% delle ore rispetto al 97,5% dell asta esplicita prezzi ancora diversi ma crescita delle ore di convergenza dei prezzi, arrivate al 1,2% nel 211 8 6 4 2 87 46% 64 38% 23% 14% 16% Gen Feb Mar Apr Mag 211 BSP: 53,9 PzNord: 65,9 % di ore P. IPEX<P. BSP P. IPEX=P. BSP P. IPEX>P. BSP Allocazione inefficiente 1% forte aumento di liquidità per BSP, che chiude contratti in tutte le sessioni 9% 8% 7% capacità assegnata arrivata a maggio a 183 MW medi, a fronte di una quota minima riservata di 35 MW: attrattività del market coupling attraverso esercizio clausole UIOSI 6% 5% 4% 3% 2% 1% 13 % Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag 21 211-13 -
14 Fonti rinnovabili Ruolo delle fonti rinnovabili in costante crescita Eolico passato da 3 TWh del 26 a 8,4 TWh del 21 Solare più che raddoppiato negli ultimi due anni Su MGP Eolico costituisce circa il 1% delle vendite al Sud e sulle isole Fonte TWh Var.% 211/21 TWh Var.% 21/29 29 28 27 26 TWh TWh TWh TWh Termica 91,4 +2% 218,4 +1% 216,1 25,1 254, 25,2 Idroelettrica 18, -15% 53,2 +1% 52,8 46,7 38, 42,9 Geotermica 2,2 +5% 5, +% 5, 5,2 5,2 5,2 Eolica 3,7 +1% 8,4 +29% 6,5 4,9 4, 3, Fotovoltaica 2, +284% 1,6 +137%,7,2,, Produzione Netta 117,3 +1% 286,5 +2% 281,1 37,1 31,3 31,2 Fonte: Terna 211* 21 Crescita della mancata programmazione degli impianti eolici MWh MW 2.5 2. 1.5 Vendite da Eolico (21) Eolico Installato (21) Nel 21 calo della vendite eoliche su MGP (-7,1%) 1. 5 Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna Nel 21 aumento della produzione eolica registrata in tempo reale (+29,1%) Aumento tendenziale della quota di ore in cui gli impianti non inviano programmi al GSE MWh 1.5 1.2 9 6 % ore senza programma(*) (asse dx) Eolico programma (asse sx) Eolico fisico (asse sx) 1% 8% 6% 4% 29: 9% 21: 29% 211*: 36% 3 Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic Gen Feb Mar Apr Mag 2% % 14 Limitato sfruttamento del sistema incentivante attivo dal 21 29 21 211 (*) la % di ore senza programma è stata calcolata in riferimento ai soli impianti già in funzione dal 28-14 -
15 GRAZIE PER L ATTENZIONE Ulteriori domande o suggerimenti possono essere inviate ai seguenti riferimenti: monitoraggio@mercatoelettrico.org 15 GME Gestore dei mercati energetici Largo G. Tartini 3/4, 198 Roma monitoraggio@mercatoelettrico.org - 15 -