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RELAZIONE ANNUALE 2016

Gestore dei Mercati Energetici S.p.A.Viale Maresciallo Pilsudski, 122/124

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RELAZION

E ANN

UALE 2016RELAZIONE ANNUALE 2016 RELAZIONE ANNUALE

2016

Cover Bilancio 2016.indd 1 23/06/17 17:04

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RELAZIONE ANNUALE 2016 • GME

RELAZIONEANNUALE2014

RELAZIONE ANNUALE

2016

III

EXECUTIVE SUMMARY

EXECUTIVE SUMMARY

RELAZIONE ANNUALE 2016 | GME

Il 2016 segna un ulteriore passo verso una compiuta integrazione dei mercati europei dell’energia, caratterizzati in misura progres-

sivamente crescente da trend comuni e sempre più armonizzati all’interno di un quadro condi-viso di norme e principi. Il fenomeno appare chiaro sui mercati elettrici, le cui dinamiche tendono sempre più a riflettere uno scenario di fondo unico, tracciato dall’andamento dei combustibili e localmente modellato da specificità regionali. L’ennesimo calo dei prezzi del petrolio e del gas, scesi a livelli minimi record nell’anno appena trascorso, agisce infatti come driver sulle borse elettriche continentali, favorendo, da un lato, un generalizzato consolidamento della tendenza ribassista delle quotazioni, dall’altro una significativa diminuzione degli spread tradizionalmente esistenti tra Paesi. L’accresciuta competitività dei parchi di generazione gas-intensive, acquisita tramite la decisa riduzione dei costi della materia prima, risulta quindi elemento trainante per la formazione sui mercati europei dell’elettricità di nuovi equilibri dai confini sempre più definiti, delineati a nord da un’area formata da Germania e Scandinavia, caratterizzata da quotazioni più basse in virtù di un parco di generazione a matrice fortemente rinnovabile (27/29 €/MWh),

e a sud da una regione mediterranea composta da Francia, Spagna e Italia, dai prezzi tipicamente più elevati (37/43 €/MWh).L’elevato grado di integrazione del mercato europeo dell’elettricità appare, inoltre, efficacemente supportato dai meccanismi di sincronizzazione delle borse garantiti dal market coupling. Esemplare, in tal senso, quanto osservato tra ottobre 2016 e febbraio 2017, quando una dinamica locale di portata eccezionale - le numerose indisponibilità del parco nucleare francese - ha messo sotto forte stress l’intero sistema elettrico europeo, provocando ovunque improvvisi spikes di prezzo. In questa situazione di criticità, il meccanismo di allocazione implicita delle capacità transfrontaliere ha assicurato una risposta reattiva ed efficiente alla scarsità di offerta, imponendo frequenti inversioni dei flussi tra Paesi, con l’Italia risultata spesso esportatrice di energia, venduta prevalentemente da centrali a ciclo combinato.Perfettamente inserito in tale contesto, il mercato elettrico italiano registra una sostanziale stabilità dei volumi complessivamente scambiati su base spot sul MGP (289,7 TWh), prevalentemente tramite borsa (70% del totale, tra i massimi di

IV


sempre), e un prezzo ai minimi dall’avvio del mercato organizzato, sia in termini di livello (42,78 €/MWh), sia in termini di spread con la limitrofa Francia (6 €/MWh). La convergenza verso una connotazione più marcatamente “europea” è rafforzata peraltro dall’analisi della microstruttura del nostro mercato nazionale, da cui emergono un ulteriore appiattimento del profilo orario dei prezzi e una progressiva riduzione delle congestioni zonali, con il differenziale di prezzo tra Sicilia e Sud sceso al minimo dal 2007 dopo l’ampliamento del cavo di interconnessione e spesso nullo nelle ore centrali della giornata. Sotto il profilo regolatorio il processo di integrazione dei mercati elettrici europei si sta muovendo su due piani, sulla base di quanto disposto dal Regolamento EC n. 2015/1222 (CACM), mirando da un lato all’armonizzazione delle pratiche e delle operazioni esercitate in tema di coupling dai NEMO - i gestori dei mercati elettrici designati dall’Autorità competente (per l’Italia il GME) - dall’altro all’estensione, anche all’orizzonte infragiornaliero, dei meccanismi di assegnazione implicita e sincronizzata della capacità transfrontaliera, processi questi ultimi ormai consolidati su base day-ahead. In accordo con tali prospettive, nel corso del 2016, il GME ha partecipato, insieme agli altri NEMO europei, alla stesura di un programma congiunto per l’istituzione e lo svolgimento delle funzioni di Market Coupling Operator (MCO Plan), e contemporaneamente si è fatto promotore, nell’ambito del progetto XBID, della realizzazione di un modello di coupling intraday che affianchi alla modalità di contrattazione in continuous trading un sistema di aste complementari, già attivo, peraltro, da giugno 2016 lungo la frontiera italo-slovena e strumento, quest’ultimo in prospettiva, necessario a garantire il cosiddetto “pricing” della capacità transfrontaliera allocata su base infragiornaliera, secondo un modello ibrido

sempre più supportato anche dai gestori di rete e dai regolatori europei. Motore del cambiamento registratosi nel settore del gas è stato, invece, il recepimento dello schema normativo definito dal Regolamento (UE) n. 312/2014 - ai sensi del quale il Responsabile del Bilanciamento (RdB) è tenuto ad approvvigionarsi ricorrendo in via prioritaria a modalità di contrattazione a pronti - che ha inevitabilmente generato variazioni negli equilibri dei mercati. Notevole e prevedibile l’impatto esercitato dalla riorganizzazione del bilanciamento sui mercati del gas gestiti dal GME (47,5 TWh), dove, in considerazione degli ingenti volumi movimentati dal RdB, le tendenze consolidatesi nel corso di questi ultimi anni hanno subito un break strutturale, alimentato dal naturale spostamento della liquidità dalla PB-GAS al MP-GAS. Il salto è risultato particolarmente rilevante per il mercato infragiornaliero a pronti (MI-GAS), sul quale, da un lato, si è concentrata l’operatività del RdB e, dall’altro, si è registrata una quota residuale, ma progressivamente crescente, di trading effettuata dagli altri operatori. Quanto ai mercati ambientali, a fronte della chiusura dei sistemi di scambio e negoziazione dei Certificati Verdi (CV) in applicazione delle vigenti disposizioni di legge, il 2016 ha evidenziato un significativo rafforzamento dell’interesse per le forme di incentivazione promosse attraverso il rilascio dei Titoli di Efficienza Energetica (TEE) e delle Garanzie d’Origine (GO), come ampiamente comprovato dall’aumento degli operatori attivi e dei volumi contrattati sulle rispettive piattaforme del GME. In particolare, gli scambi di TEE salgono a 9,4 milioni di tep (+7,5%), raggiungendo il loro massimo storico nella componente di mercato, a testimonianza degli effetti positivi prodotti, in termini di liquidità, dall’assunzione da parte del GME del ruolo di controparte centrale. Relativamente ai prezzi, in un contesto regolatorio in transizione

V

EXECUTIVE SUMMARY

verso la definizione dei nuovi obiettivi nazionali di risparmio energetico e l’approvazione delle nuove linee guida per la valutazione dei progetti di efficientamento, il mercato ha evidenziato, a partire dall’ultimo trimestre del 2016, una dinamica rialzista e fortemente volatile che, nel lungo termine, ha portato il livello di riferimento dei TEE dai 160 €/tep di ottobre ai circa 200 €/tep di maggio 2017. Si conferma elevata, infine, l’attenzione dedicata dal GME alle attività di monitoraggio delle operazioni compiute sulle proprie piattaforme di negoziazione, effettuate anch’esse in coordinamento con le principali Istituzioni

nazionali e comunitarie competenti in materia, al fine di garantire ai mercati adeguati standard di efficienza e trasparenza. Il perimetro di tali attività appare ben definito dal framework regolatorio e legislativo disegnato - dal REMIT in ambito europeo, e dal TIMM e dalla legge n. 161 del 30 ottobre 2014 all’interno dei confini nazionali - con lo scopo di assicurare il rispetto da parte degli operatori dei divieti di insider trading e manipolazione di mercato e degli obblighi di disclosure delle informazioni privilegiate e di data reporting, questi ultimi agevolati dal GME attraverso due piattaforme realizzate ad hoc (PIP e PDR).

Il Presidente e Amministratore Delegato

Prof. Pietro Maria Putti

INDICE

EXECUTIVE SUMMARY .................................................................................................... III

1. LA SOCIETÀ

1.1 GOVERNANCE E MERCATI .......................................................................... 2

1.1.1 Profiloaziendale ........................................................................................................... 2

1.2 LE NUOVE INIZIATIVE .................................................................................. 10

1.2.1 IlnuovobilanciamentogasedimercatiGME ................................................. 10

1.2.2 Imercatideicarburanti ............................................................................................. 11

1.2.3 Gliaccordidicooperazioneconborseterze .................................................... 12

1.2.4 Ilmercatodeiprodottigiornalieri(MPEG) ........................................................ 12

1.2.5 L’avviodelsettlementsettimanalesuimercatidell’energiaelettricaMGP,

MIesullaPCE ................................................................................................................ 13

1.3 LE ATTIVITÀ INTERNAZIONALI ................................................................... 14

1.3.1 L’implementazionedelRegolamentoCACM ..................................................... 14

1.3.2 PriceCouplingofRegions-PCR ........................................................................... 14

1.3.3 MultiregionalPriceCoupling-MRC .................................................................... 15

1.3.4 Cross-BorderIntraday-XBID ................................................................................. 15

1.3.5 Allocazioneinfragiornalieradellacapacitàdiinterconnessione

disponibilesulconfineIT-SLO ................................................................................. 16

1.3.6 IBWT-XBIDLocalImplementationProject-LIP ........................................... 16

1.3.7 AssociationofEuropeanPowerExchanges-EUROPEX.............................. 16

1.4 IL MONITORAGGIO....................................................................................... 18

1.4.1 PiattaformeREMIT ....................................................................................................... 18

1.4.2 Gliesitidell’attivitàdimonitoraggio ................................................................... 19

1.5 I RISULTATI .................................................................................................... 21

1.5.1 Volumieoperatori ....................................................................................................... 21

1.5.2 TrendoperatorideimercatiGME ........................................................................... 24

1.5.3 Risultatieconomici ...................................................................................................... 26

2. L’EVOLUZIONE DEI MERCATI

2.1 I MERCATI INTERNAZIONALI ......................................................................... 32

APPROFONDIMENTO: Due anni di Market Coupling ................................ 38

2.2 I MERCATI DELL’ELETTRICITÀ ...................................................................... 40

2.2.1 Ilmercatodelgiornoprima(MGP) ....................................................................... 40

2.2.2 Ilmercatoinfragiornaliero(MI) .............................................................................. 47

2.2.3 Contrattazioniatermine(PCEeMTE) ................................................................. 55

2.3 I MERCATI DEL GAS ..................................................................................... 59

2.3.1 Il mercato a pronti del gas (MP-GAS) .......................................................... 60

2.3.2 La piattaforma di bilanciamento del gas (PB-GAS) – comparto G+1/MGS . 65

2.3.3 La piattaforma di bilanciamento del gas (PB-GAS) – comparto G-1/MPL ... 69

2.3.4 Altri mercati gas ................................................................................................. 71

2.4 I MERCATI AMBIENTALI ................................................................................. 72

2.4.1 ITitolidiEfficienzaEnergetica(TEE):mercatoorganizzato

econtrattazionibilaterali ................................................................................ 72

APPROFONDIMENTO: Nuovo Decreto TEE................................................. 78

2.4.2 LeGaranziediOrigine(GO):Mercato,PiattaformaBilaterale

e Aste del GSE ..................................................................................................... 81

2.4.3 ICertificatiVerdi(CV):MercatoePiattaformaBilaterale ..................... 85

INDICERELAZIONEANNUALE

2016

VII


Indice delle tabelle

1. LA SOCIETÀ


Tab.1.1.1–Regoledeimercati ............................................................................................. 6

Tab.1.1.2–Corrispettivi .......................................................................................................... 8

1.4 IL MONITORAGGIO....................................................................................... 18

Tab.1.4.1-Provvedimentiinesitoall’attivitàdimonitoraggio ............................ 20

1.5 I RISULTATI .................................................................................................... 21

Tab.1.5.1-OperatorisuimercatidelGME...................................................................... 24

Tab.1.5.2-VolumiscambiatisuimercatidelGME ..................................................... 25

Tab.1.5.3–SintesideidatieconomiciepatrimonialidelGME

(anni2015-2016) ............................................................................................. 26

Tab.1.5.4–Strutturadeicostiamargine(anni2015-2016) ................................ 27

Tab.1.5.5–PrincipaliindicatoridelGME(anni2015-2016) ................................. 27

Tab.1.5.6–Consistenzadelpersonaledipendente ..................................................... 28


2.1 I MERCATI INTERNAZIONALI ...................................................................... 32

Tab2.1.1–Volumiscambiatisuimercatidelgas(GWh) ........................................... 35


Tab.2.2.1-AndamentodeivolumisuMGP ................................................................... 41

Tab.2.2.2-Venditeperfonteetecnologia..................................................................... 42

Tab.2.2.3-VolumizonalisuMGP-Anno2016 ........................................................... 44

Tab.2.2.4-Venditezonaliperfonteetecnologia-Anno2016 ............................ 44

Tab.2.2.5-Prezziazeroeinversioniprezzidiurni/notturnisuMGP–

Anno2016 ............................................................................................................. 45

Tab.2.2.6-IndicidiconcentrazionesuMGP-Anno2016 ..................................... 46

Tab.2.2.7-Volumizonali ....................................................................................................... 51

Tab.2.2.8-Acquistievenditeperfonte .......................................................................... 52

Tab.2.2.9–Profilodelletransazioniregistrateeprogrammi ................................. 56

Tab.2.2.10–MTE:volumiscambiatiperannoditrading ........................................ 58

2.3 I MERCATI DEL GAS ..................................................................................... 59

Tab.2.3.1-Quotedimercatodeiprimi10operatorisuMP-GAS.Anno2016 ... 64

Tab.2.3.2-Quotedimercatodeiprimi10operatoriextra-bilanciamento

suMP-GAS.Anno2016................................................................................... 64

Tab.2.3.3-PrezzimediPB-GASG+1(MGSdal1°ottobre2016)confrontati

conquotazioniPSVeTTF(€/MWh) ............................................................ 66

Tab.2.3.4-VolatilitàmedieannualideiprezziPB-GASG+1

(MGSdal1°ottobre2016)confrontataPSVeTTF .............................. 67

Tab.2.3.5-Primi10operatoriattivisulcompartoPB-GASG+1

esulcompartoMGS,quotedimercatoperlatoequote

diaccettazione.Anno2016 ........................................................................... 68

Tab.2.3.6-Primi10operatoriextra-bilanciamentosuPB-GASG+1eMGS.

Anno2016 ............................................................................................................. 68

2.4 I MERCATI AMBIENTALI .............................................................................. 72

Tab2.4.1-TEE-Titolinecessariperl’adempimentodell’obbligo.

Valoricumulati .................................................................................................... 75

VIII

INDICE

Indice delle figure

1. LA SOCIETÀ


Fig.1.1.1–Mercatiepiattaforme ....................................................................................... 3

Fig.1.1.2–OrganigrammadelGME ................................................................................... 5

1.5 I RISULTATI .................................................................................................... 21

Fig.1.5.1–LaliquiditàsulMGP .......................................................................................... 22


2.1 I MERCATI INTERNAZIONALI ...................................................................... 32

Fig.2.1.1–Prezziineurodelleprincipalicommoditiesenergetiche .................... 32

Fig.2.1.2–Prezzispotsuiprincipalimercatiinternazionalidelgreggio ........... 33

Fig.2.1.3–PrezzispotdelBrentedeiprincipaliprodottipetroliferi .................. 33

Fig.2.1.4–Prezzispotsuiprincipalimercatidelcarbone........................................ 34

Fig.2.1.5–Prezzispotsuiprincipalimercatidelgas ................................................. 34

Fig.2.1.6–Prezzispotsulleprincipaliborseelettricheeuropee ........................... 35

Fig.2.1.7–PrezzospotecorrispondentequotazionedelprodottoCalendar

baseload ................................................................................................................. 36

Fig.2.1.8–Volumiscambiatisulleprincipaliborsespot .......................................... 37

Fig.2.1.9–Volumiscambiatisulleprincipaliborseatermine ................................ 37


Fig.2.2.1-AndamentodelPUNedellesuedeterminanti........................................ 40

Fig.2.2.2-AndamentomensiledelPUNedelPSV .................................................... 41

Fig.2.2.3-OffertasuMGP ................................................................................................... 42

Fig.2.2.4-PUNmedioannualepergruppidiore ....................................................... 43

Fig.2.2.5-PrezzizonalimediannuisuMGP ................................................................ 44

Fig.2.2.6-Volatilitàdeiprezzi ............................................................................................ 45

Fig.2.2.7-Rapportoprezzodipicco/fuoripicconellegiornatelavorative ..... 45

Fig.2.2.8-Indicatoridicompetitività .............................................................................. 46

Fig.2.2.9-Prezzodiacquisto:evoluzioneannuale .................................................... 47

Fig.2.2.10-Prezzodiacquisto:profilomedioorariogiornaliero ......................... 48

Fig.2.2.11-Volatilitàdelprezzodiacquisto:evoluzioneannuale ....................... 48

Fig.2.2.12-PrezzizonalinellesessionidiMI ................................................................ 49

Fig.2.2.13-Volumiscambiati .............................................................................................. 50

Fig.2.2.14–Volumi:profilomedioorariogiornaliero ............................................... 51

Fig.2.2.15-Saldovendite/acquistipertipologiadiimpianto.Mediaoraria.... 53

Fig.2.2.16-Venditeeacquistideigrossistievariazionedeiprogrammiin

immissioneavalledelMI .............................................................................. 53

Fig.2.2.17-CR3 ......................................................................................................................... 54

Fig.2.2.18-Transazioniregistrate,posizionenettaeturnover............................. 55

Fig.2.2.19-Programmifisiciregistratiesbilanciamentiaprogramma ............ 56

Fig.2.2.20-Sbilanciamentiaprogramma:quotedeglioperatori ........................ 57

Fig.2.2.21–MTE:volumiscambiatipertipologia ....................................................... 58

2.3 I MERCATI DEL GAS ..................................................................................... 59

Fig.2.3.1-Prezzoevolumipermesedeimercatigasconfrontati

conquotazionePSV .......................................................................................... 60

Fig.2.3.2-AndamentogiornalierodelSAPedelprezzodisbilanciamento

inacquistoevenditanelprimotrimestre2017 .................................... 63

Fig.2.3.3-AndamentodelprezzomedioedeivolumiPB-GAS ........................... 65

IX


2.4 I MERCATI AMBIENTALI ............................................................................... 72

Fig.2.4.1 -TEE–PrezziMedi ............................................................................................. 72

Fig.2.4.2 -TEE-Prezzipertipologia.Anno2016 ..................................................... 73

Fig.2.4.3 -TEE-Volatilitàdeiprezzi ............................................................................. 74

Fig.2.4.4 -TEE–Prezzidimercatoerimborsitariffari ......................................... 75

Fig.2.4.5 -TEE–Volumiscambiati .................................................................................. 76

Fig.2.4.6 -TEE-Strutturadeivolumiscambiati ....................................................... 77

Fig.2.4.7 -TEE-Mercato:Quoteoperatori ................................................................. 77

Fig.2.4.8 -GO-PrezziMedi............................................................................................... 81

Fig.2.4.9 -GO–Prezzipertipologiaeannodiproduzione.Anno2016 ........ 82

Fig.2.4.10-GO–Volumiscambiati ................................................................................... 83

Fig.2.4.11-GO-Strutturadeivolumiscambiatiperannodiproduzione ...... 83

Fig.2.4.12-GO-Strutturadeivolumiscambiati.Anno2016 ............................... 84

Fig.2.4.13-CV–Volumiscambiati ................................................................................... 85

Fig.2.4.14-CV-Volumiscambiatiperperiododiriferimento. ............................ 86

Fig.2.4.15-CV–PrezziMedi ............................................................................................... 87

Fig.2.4.16-CV–Andamentodeiprezzidimercatorispettoalprezzodiritiro ... 87

X

INDICE

LA SOCIETÀ 1SEZIONE

1


1.1.1 Profiloaziendale ................................................................................................. 2

1.2 LE NUOVE INIZIATIVE .................................................................................. 10

1.2.1 IlnuovobilanciamentogasedimercatiGME ........................................... 10

1.2.2 Imercatideicarburanti.................................................................................... 11

1.2.3 Gliaccordidicooperazioneconborseterze .............................................. 12

1.2.4 Ilmercatodeiprodottigiornalieri(MPEG) ................................................. 12

1.2.5 L’avviodelsettlementsettimanalesuimercatidell’energiaelettricaMGP,

MIesullaPCE ...................................................................................................... 13

1.3 LE ATTIVITÀ INTERNAZIONALI ................................................................... 14

1.3.1 L’implementazionedelRegolamentoCACM .............................................. 14

1.3.2 PriceCouplingofRegions-PCR ................................................................... 14

1.3.3 MultiregionalPriceCoupling-MRC ............................................................ 15

1.3.4 Cross-BorderIntraday-XBID......................................................................... 15

1.3.5 Allocazioneinfragiornalieradellacapacitàdiinterconnessione

disponibilesulconfineIT-SLO......................................................................... 16

1.3.6 IBWT-XBIDLocalImplementationProject-LIP ..................................... 16

1.3.7 AssociationofEuropeanPowerExchanges-EUROPEX ......................... 16

1.4 IL MONITORAGGIO....................................................................................... 18

1.4.1 PiattaformeREMIT............................................................................................. 18

1.4.2 Gliesitidell’attivitàdimonitoraggio ........................................................... 19

1.5 I RISULTATI .................................................................................................... 21

1.5.1 Volumieoperatori ............................................................................................. 21

1.5.2 TrendoperatorideimercatiGME .................................................................. 24

1.5.3 Risultatieconomici ............................................................................................ 26

2


1.1 GOVERNANCE E MERCATI

1.1.1 Profilo aziendaleIlGestoredeiMercatiEnergeticiS.p.A.(GME)èunasocietàperazioni,costituitanel2001nell’ambitodelprocessodiliberalizzazionedelsettoreenergeticopromossodalc.d.DecretoBersani1. Il GME, insieme adAcquirenteUnico - AU S.p.A.2 e a Ricerca sul Sistema Energetico3 - RSE S.p.A. - èinteramentepartecipatadalGestoredeiServiziEnergetici-GSES.p.A.4,lecuiazionisonoalorovoltainteramentedetenutedalMinisterodell’EconomiaedelleFinanze(MEF).LasocietàoperanelrispettodegliindirizzidelMinisterodelloSviluppoEconomico(MiSE)edelleprevisioninormativedefinitedall’Autoritàperl’energiaelettrica,ilgaseilsistemaidrico(AEEGSI).

LaSocietà, su inputnormativoe regolatorio,haprogressivamenteampliato ilproprio raggiod’azionedall’organizzazionedeimercatielettrici,aquelliambientali,finoaquellidelgasedeicarburanti.Inparticolare,comeevidenziatonelloschemainFigura1.1.1,nell’ambitodelcompartoelettrico, il GMEgestisce ilMercato elettrico (ME), che si compone delMercato a

Pronti dell’Energia (MPE) - a sua volta articolato nelMercato del Giorno Prima (MGP), nelMercatoInfragiornaliero(MI)enelMercatodeiprodottigiornalieri(MPEG)-delMercatoaTerminedell’Energia(MTE),dellapiattaformaConsegnaDerivatiEnergia(CDE),quest’ultimavoltaaconsentireaglioperatoridiliquidare,conconsegnafisicamedianteregistrazionesullaPCE,icontratticonclusisuIDEX(ilsegmentodeiderivatielettricigestitodaBorsaItalianaS.p.A.)edellaPiattaformadeiContiEnergia(PCE)perlaregistrazionedicontrattiaterminedicompravenditadienergiaelettricaconclusialdifuoridelsistemadelleofferte.Semprenelcompartodell’energiaelettrica,ilGMEgestisceanchel’operativitàdelMercatodeiServizidiDispacciamento(MSD),lacuigestioneeconomicaèdicompetenzadiTernaS.p.A..Analogamente,inambitogas,ilGMEgestisceilMercatodelGas(MGAS),chesicomponedelMercatodelGasaPronti(MP-GAS)-asuavoltaarticolatonelMercatodelGiornoPrima(MGP-GAS),nelMercatoInfragiornaliero (MI-GAS),nelMercatodeiprodotti locational (MPL)enelMercatoorganizzatoper lanegoziazionedigasinstoccaggio(MGS)-edelMercatodelGasaTermine(MT-GAS).Sempreinambitogas,ilGMEgestisceanchel’operativitàdellapiattaformagasperl’assolvimentodegliobblighidicessionerelativiaproduzionenazionale,importestoccaggiovirtualedicuialD.M.18marzo2010(P-GAS).IlGME,inoltre,organizzaegestisceiMercatiperl’Ambiente,ovverolesedidicontrattazionedeiTitolidiEfficienzaEnergetica(MTEE)edelleGaranziediOrigineattestantilaproduzionedienergiadafontirinnovabili(P-GO),nonchélerelativepiattaformediregistrazionedellecontrattazionibilaterali.Al GME è stato altresì affidato il compito di rilevare i dati sulle capacità di stoccaggio di oli minerali,funzionalialfuturoavviodellapiattaformadimercatodellalogisticapetroliferadiolimineraliedelmercatoall’ingrossodeiprodottipetroliferiliquidiperautotrazionecheilGMEèchiamatoadorganizzareegestireai

1 Aisensidell’articolo5deldecretolegislativo79/99,c.d.“DecretoBersani”.

2 Èlasocietàresponsabiledigarantirelafornituradienergiaelettricaaiclientidelmercatotutelato.Aseguitodell’evoluzionedeimercatienergetici,sonostateampliateleattivitàdellaSocietàabeneficiodelconsumatorefinaleedeimercati,conlagestionedelloSportelloperilConsumatorediEnergiaedelSistemaInformativoIntegrato.UlterioricompetenzesonostateattribuiteallaSocietà,nell’ambitodellanormativasullescortepetroliferediemergenza.

3 Èlasocietàchesviluppaattivitàdiricercanelsettoreelettro-energetico,conparticolareriferimentoaiprogettistrategicinazionali,diinteressepubblicogenerale,finanziaticonilFondoperlaRicercadiSistema.

4 ExGestoredellaRetediTrasmissioneNazionaleS.p.A.,è la societàcheoperaper lapromozionedello svilupposostenibileattraverso laqualificatecnico-ingegneristicaelaverificadegliimpiantiafontirinnovabiliedicogenerazioneadaltorendimento;riconosceinoltregliincentiviperl’energiaelettricaprodottaeimmessainretedataliimpianti.Dal2011ilGSEèchiamatoagarantiremisurevolteafavorireunamaggioreconcorrenzialitànelmercatodelgasnaturale.

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Una società multicommodity

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sensideld.lgs.249/2012.Alfinedirilevareidatidicapacità,ilGMEorganizzaegestiscelaPiattaformadiRilevazionedellaCapacitadiStoccaggiodiOliMinerali(PDC-oil)nell’ambitodellaqualesonoacquisitiidatieleinformazioniafferentilacapacitàlogistica,secondounmodello“standard” dirilevazione,approvatodalMinisterodelloSviluppoEconomicocondecretodirettorialen.17371del30maggio2013.Con riferimentoall’attuazionedelRegolamentoUEn.1227/2011, inerente la trasparenzae l’integritàdeimercati dell’energia all’ingrosso (REMIT), e al connesso Regolamento di esecuzione n. 1348/2014(ImplementingActs),ilGMEharealizzatoegestisce,periproprioperatoridimercato,duepiattaformemediante le quali supportare imedesimi operatori nell’adempimento degli obblighi didata reporting versoACER(piattaformaPDR)edipubblicazionedelleinformazioniprivilegiate(piattaformaPIP).AlGMEinfine,aisensidell’Art.5delRegolamento(UE)n.1222/2015del24luglio2015-disciplinantegliorientamenticomunitariinmateriadiallocazionedellacapacitàedigestionedellecongestionielettriche-conletteradel15settembre2015delMiSE,previoparerepositivoespressodall’AEEGSIconDeliberadel6agosto2015n.414/2015/I/eel,èstatoassegnatoilruolodiunicoNominated Electricy Market Operator (NEMO) italianodi riferimentoper lagestionedeiprocessi eflussidicoupling relativi siaalmercatointegratoDay AheadchealmercatointegratoInfra Day.

UnadescrizionedisintesidellecaratteristicheditalimercatiècontenutanellaFigura1.1.1.

Fig. 1.1.1

Mercati e piattaforme

Elettricità Ambiente Gas Carburanti

• MGP – Mercato del Giorno Prima• MI – Mercato Infragiornaliero• MPEG – Mercato dei prodotti

giornalieri• MSD – Mercato del Servizio

di Dispacciamento• MTE – Mercato a termine

dell’energia elettrica• PCE – Piattaforma Conti

energia a Termine• CDE - Consegna Derivati Energia

• MCV – Mercato dei Certificati Verdi*

• MTEE – Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica

• M-GO (ex M-COFER) – Mercato delle Garanzie di Origine

• PBCV – Piattaforma bilaterale dei Certificati Verdi*

• Registro TEE• PB-GO (ex PB-COFER)

Piattaforma bilaterale delle Garanzie di Origine

• P-GAS – Piattaforma di negoziazione per l’offerta di gas naturale (Comparti import, aliquote, ex dlgs. 130/10)

• MGP-GAS • MI-GAS• MT-GAS• PB-GAS – Piattaforma per il

bilanciamento del gas naturale***

• PDC-Oil - Piattaforma di Rilevazione della Capacità di Stoccaggio di Oli Minerali

MCV*

2003

PCEPBCV*

2007

MI(amplia-mento)PBGAS***

2011

MGP(Domandapassiva)MAMSD

2004

MTEEUA**

2008

M-COFERPB-COFERP-GAS (Comparto ex dlgs 130)

2012

MGP(Domandaattiva)

2005

MI (riforma MA)MTE (riforma)CDE

2009

MT-GASPDC-OilM-GO (ex M-COFER)PB-GO (ex-PB-COFER)

2013

MTEE

Registro TEE

2006

PGAS (comparti import e aliquote)MGP-GASMI-GAS

2010

PDRPIPNEMO MTEE (contr. centrale)

2015

MPEG (avvio)

2016

* Mercato/Piattaforma chiuse dal 30 giugno 2016. ** Mercato chiuso nel 2014.*** Mercato chiuso nel 2017 e contestualmente sostituito con i mercati MPL e MGS, entrati a far parte del MGAS.

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ImercatigestitidalGMEsiconnotanoperlaloronaturafisica:tuttiiprodottiscambiati,siaapronticheatermine,prevedonoinfattil’obbligodiconsegnafisicael’accessoallecontrattazionièconsentitoaisolisoggettiche,direttamenteoattraversounaappositadelega,abbianoin ogni caso la possibilità di consegnare fisicamente detti prodotti. Inoltre, il GMEoperacomecontropartecentralesututtiiproprimercati,conlesoleeccezionidelMSD(dovelacontropartecentraleèTernaS.p.A.),dellaP-Gas,dovelecontropartinegoziali

sonodirettamenteabbinate inesitoalle transazioni, e sullepiattaformedi registrazionedeicontrattibilateralidelleGO(PB-GO)edeiTEE(RegistroTEE).

InconsiderazionedellagovernancedelGME:• le regole di funzionamento delMercato Elettrico, delMercato delGas e della Piattaforma

bilateraleP-GASsonodefinitedalGMEeapprovatedalMinisterodelloSviluppoEconomico,sentitoilpareredell’Autoritàperl’energiaelettrica,ilgasedilsistemaidrico;

• le regole di funzionamento del Mercato dei Titoli di Efficienza Energetica, le regole dellaPiattaformaperlaregistrazionedelletransazionibilateralideititolidiefficienzaenergetica,cosìcome le regole di funzionamento della Piattaforma Conti Energia, sono definite dal GME edapprovatedall’Autoritàperl’energiaelettrica,ilgasedilsistemaidrico;

• le regoledi funzionamentodelMercatoorganizzatoedellaPiattaformadi registrazionedegliscambibilateralidellegaranziediorigine(GO)sonopredispostedalGMEetrasmesseall’Autoritàperl’energiaelettrica,ilgasedilsistemaidricoperlarelativaverifica,aisensidellaDeliberaARG/elt104/11.

• LeregoledifunzionamentodellaPiattaformadiRilevazionedellaCapacitàdiStoccaggiodiOliMinerali(PDC-oil)sono,invece,predisposteedapprovatedalGME.

L’operativitàsuidiversimercatigestitidalGMEèoggettodiunacostanteattivitàdimonitoraggiodaparte degli uffici dedicati della Società. Tale monitoraggio integra quello svolto asupportodell’AEEGSIsuimercatidell’elettricità,aisensidispecifichedelibere.IlGMEèinoltreimpegnatonell’implementazionedeinuovicompitidivigilanzasuimercatidell’energiaintrodottidalRegolamentoUEn.1227/2011sullatrasparenzael’integrità

deimercatienergetici(REMIT).Inproposito,perunapiùampiadescrizionedelleattivitàoperateinbasealregolamentoREMIT,sirinviaalparagrafo1.4.1.

L’organoamministrativodellaSocietàèrappresentatodalConsigliodiAmministrazione,compostodatremembri,nominaticondeliberadell’Assembleadell’Azionista,perladuratadimassimotreesercizi5.AlConsigliodiAmministrazionecompeteinviaesclusivalagestionedellasocietà;gliAmministratoriincaricacompionoleoperazioninecessarieperl’attuazionedell’oggettosociale.

Nell’ambitodelConsigliodiAmministrazionedelGMEèstatoindividuatoilcomponentecuisonostateattribuite,congiuntamente,lefunzionidiPresidente e Amministratore Delegato,ilquale:• ha per Statuto i poteri di rappresentanza legale della Società e la firma sociale, e presiede

l’Assemblea;

5 Condeliberadel22ottobre2015,l’AzionistaUnicohanominatoilnuovoConsigliodiAmministrazionedellaSocietàcherimarràincaricasinoalladatadell’assembleaconvocataperl’approvazionedelbilanciorelativoall’esercizio2016.

La regolazione dei mercati

Il monitoraggio dei mercati

Organi societari e struttura organizzativa

Una controparte centrale unica per mercati fisici

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• convocaepresiedeilConsigliodiAmministrazioneeverifical’attuazionedelledeliberazionidelConsigliostesso;

• èinvestito,inbaseadeliberazioneconsiliare,dituttiipoteriperl’amministrazionedellaSocietà,adeccezionediquellidiversamenteattribuitidallalegge,dallostatutooriservatialConsigliodiAmministrazione;

• riferiscealConsigliodiAmministrazioneealCollegioSindacalealmenoognitremesisulgeneraleandamentodellagestioneesullasuaprevedibileevoluzione,nonchésulleoperazionidimaggiorrilievoperlelorodimensioniocaratteristicheeffettuatedallaSocietà.

CompletanoilquadrodegliorganisocietaridelGME:• ilCollegioSindacale;• l’OrganismodiVigilanza.

L’organicodellasocietàal31dicembre2016ècompostoda110dipendenti(dicui1distaccato),organizzatisusettestrutture,secondoloschemariportatoinFigura1.1.2.

Fig. 1.1.2

Organigramma del GME

Consiglio di Amministrazione

Legale e Regolazione

Amministrazione, Finanzae Controllo

Relazioni Istituzionalie Comunicazione

Sistemi IT

Sala Mercato Sviluppo Mercati

Analisi e Monitoraggio Statistiche

Presidente e Amministratore Delegato

Mercati

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MERCATO ELETTRICO MERCATO DEL GAS PGAS

MTE MPE PCE MGP-GAS MI-GAS MGS* MPL* MT-GAS Import Stoccaggio Virtuale Aliquote

MCV (operativo fino

al 30 giugno 2016MTEE MGO

Partecipazione Volontaria

VolontariasulMGP, MIeMPEG

Obbligatoria sulMSD

Volontaria Volontaria Volontaria Volontaria Volontaria Obbligatoria(latovendita) Obbligatoria(latovendita) Obbligatoria(latovendita) Volontaria Volontaria Volontaria

Requisiti di ammissione ai mercati e di partecipazione alle negoziazioni**

Necessaria titolarità diunconto energia perconsegnareposizionenetta

Necessaria titolarità diunpunto diofferta perpresentare offerte

Ammessisologliutentideldispaccitamento esoggetti dalorodelegati

NecessarioessereutentedelPSV perconsegnareposizionenetta

Utentideiservizi distoccaggio,adeccezionedelleimpreseditrasportoedegliutentidelsoloserviziodistoccaggiostrategico

Utentidelservizio ditrasporto ebilanciamento delgasnaturale

NecessarioessereutentedelPSVperconsegnareposizionenetta

UtentidelPSVsoggettiall’obbligodiofferta perlequotediimport

UtentidelPSVchesianosoggettiaderentialserviziodistoccaggiovirtuale

UtentidelPSVsoggettiall’obbligodiofferta perlealiquote

GSE,produttorinazionaliedesteri,clientigrossisti,importatori,formazioniassociativeexart.2.23, primoperiodo,dellaL.14/11/1995,n.481,operatoriobbligatiexart.11,D.Lgs.16/03/199,n.79

Necessariatitolarità diuncontopresso ilRegistrodeiTEE perlanegoziazione sulMTEE

Necessariatitolarità diuncontopresso ilRegistrodelleGO perlanegoziazionesulMGO

Prodotto scambiato

Annuali, Trimestrali, Mensili (conprofilo baseload epeakload)

Orari MGP, MI1:1-24 MI2:1-24 MI3:4-24*** MI4:8-24*** MI5:12-24*** MI6:16-24 MI7:20-24 MPEGGiornalieri (conprofilobaseloadepeakload)

ContrattiOTC Giornalieri Giornalieri Giornalieri

BoM,Mensili,Trimestrali,Semestrali,Annuali(siatermico checalendario)

Mensili,AnnualiTermici Mensili,Semestrali MensiliCertificatoriferito aperiodiannuali, trimestrali

Certificatopertipologia diintervento(1TEP)

Certificatopertipologia difonte(1MWh)

Modalità di contrattazione

Contrattazionecontinua Asta Contrattazione

bilateraleContrattazionecontinua Asta Asta Contrattazione

continua NegoziazioneContinua NegoziazioneContinua Asta Contrattazionecontinua Contrattazionecontinua Contrattazionecontinua

Regola di prezzo

Payasbid

Prezzomarginale zonalesulMGPeMI

Payasbid sulMSD

N/A Payasbid Prezzomarginale Prezzomarginale Payasbid Payasbid Payasbid PrezzoMarginale Payasbid Payasbid Payasbid

Garanzie Fideiussionee/odepositoincontanti

Fideiussione. Depositoincontantisoloincasidinecessitàeurgenza

Fideiussionee/odepositoincontanti




Definitedaciascunoperatorevenditore



Depositoincontantiacoperturatotaleacquisti



Controparte centrale

GMEGMEsulMGPeMI

TernasulMSD

GME(soloperiCCT) GME GME

(dal1°aprile2017)GME (dal1°aprile2017) GME

N/A Fatturazioneepagamentitraoperatori



GME GME GME

Pagamenti M+2

W+1 (dal1°dicembre2016)perMGPeMI

M+2 perMPEG

W+1 (dal1°dicembre2016)

W+1perletransazioni (dal1°settembre2016)

M+3perlachiusuradelleposizioninonconsegnate

W+1perletransazioni


W+1perletransazioni




Scadenzadefinitadaciascunoperatorevenditore



D+3 D+3 D+3

Tab. 1.1.1

Regole dei mercati

* L’AEEGSI, con la deliberazione 312/2016/R/GAS ha introdotto, nel contesto nazionale, le disposizioni funzionali all’avvio del nuovo sistema di bilan-ciamento, attuato in: (i) una prima fase transitoria, operativa dal 1°ottobre 2016 al 31 marzo 2017, che ha previsto l’approvvigionamento da parte di SRG di prodotti title sul MGAS, mentre la sessione per la negoziazione dei prodotti locational (MPL) e quella per la regolazione dei quantitativi di gas movimentati da stoccaggio (MGS) si sono svolte nell’ambito della PB-GAS; (ii) una seconda fase (cd. di regime), operativa dal 1° aprile 2017, che ha previsto la cessazione definitiva dell’esercizio operativo della PB-GAS e la ridefinizione del disegno del MGAS, all’interno del quale sono gestiti anche i mercati MPL e MGS.** Oltre a quanto specificamente indicato nelle discipline e nei regolamenti dei singoli mercati in tema di requisiti di ammissione, possono partecipare ai mercati/piattaforme i soggetti dotati di adeguata professionalità e competenza nell’utilizzo di sistemi telematici e dei sistemi di sicurezza ad essi relativi, ovvero i soggetti che dispongano di dipendenti o ausiliari dotati di tale professionalità e competenza.*** Orari di offerta applicati sui prodotti scambiati a partire dalla data flusso 1° febbraio 2017.

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MERCATO ELETTRICO MERCATO DEL GAS PGAS

MTE MPE PCE MGP-GAS MI-GAS MGS* MPL* MT-GAS Import Stoccaggio Virtuale Aliquote

MCV (operativo fino

al 30 giugno 2016MTEE MGO

Partecipazione Volontaria

VolontariasulMGP, MIeMPEG

Obbligatoria sulMSD

Volontaria Volontaria Volontaria Volontaria Volontaria Obbligatoria(latovendita) Obbligatoria(latovendita) Obbligatoria(latovendita) Volontaria Volontaria Volontaria

Requisiti di ammissione ai mercati e di partecipazione alle negoziazioni**

Necessaria titolarità diunconto energia perconsegnareposizionenetta

Necessaria titolarità diunpunto diofferta perpresentare offerte

Ammessisologliutentideldispaccitamento esoggetti dalorodelegati

NecessarioessereutentedelPSV perconsegnareposizionenetta

Utentideiservizi distoccaggio,adeccezionedelleimpreseditrasportoedegliutentidelsoloserviziodistoccaggiostrategico

Utentidelservizio ditrasporto ebilanciamento delgasnaturale

NecessarioessereutentedelPSVperconsegnareposizionenetta

UtentidelPSVsoggettiall’obbligodiofferta perlequotediimport

UtentidelPSVchesianosoggettiaderentialserviziodistoccaggiovirtuale

UtentidelPSVsoggettiall’obbligodiofferta perlealiquote

GSE,produttorinazionaliedesteri,clientigrossisti,importatori,formazioniassociativeexart.2.23, primoperiodo,dellaL.14/11/1995,n.481,operatoriobbligatiexart.11,D.Lgs.16/03/199,n.79

Necessariatitolarità diuncontopresso ilRegistrodeiTEE perlanegoziazione sulMTEE

Necessariatitolarità diuncontopresso ilRegistrodelleGO perlanegoziazionesulMGO

Prodotto scambiato

Annuali, Trimestrali, Mensili (conprofilo baseload epeakload)

Orari MGP, MI1:1-24 MI2:1-24 MI3:4-24*** MI4:8-24*** MI5:12-24*** MI6:16-24 MI7:20-24 MPEGGiornalieri (conprofilobaseloadepeakload)

ContrattiOTC Giornalieri Giornalieri Giornalieri

BoM,Mensili,Trimestrali,Semestrali,Annuali(siatermico checalendario)

Mensili,AnnualiTermici Mensili,Semestrali MensiliCertificatoriferito aperiodiannuali, trimestrali

Certificatopertipologia diintervento(1TEP)

Certificatopertipologia difonte(1MWh)

Modalità di contrattazione

Contrattazionecontinua Asta Contrattazione

bilateraleContrattazionecontinua Asta Asta Contrattazione

continua NegoziazioneContinua NegoziazioneContinua Asta Contrattazionecontinua Contrattazionecontinua Contrattazionecontinua

Regola di prezzo

Payasbid

Prezzomarginale zonalesulMGPeMI

Payasbid sulMSD

N/A Payasbid Prezzomarginale Prezzomarginale Payasbid Payasbid Payasbid PrezzoMarginale Payasbid Payasbid Payasbid

Garanzie Fideiussionee/odepositoincontanti

Fideiussione. Depositoincontantisoloincasidinecessitàeurgenza











Controparte centrale

GMEGMEsulMGPeMI

TernasulMSD

GME(soloperiCCT) GME GME

(dal1°aprile2017)GME (dal1°aprile2017) GME




GME GME GME

Pagamenti M+2

W+1 (dal1°dicembre2016)perMGPeMI

M+2 perMPEG

W+1 (dal1°dicembre2016)



W+1perletransazioni


W+1perletransazioni







D+3 D+3 D+3

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Tab. 1.1.2

Corrispettivi

Mercato Normativa di riferimento Corrispettivo di accesso (una tantum)

Corrispettivo fisso annuo Corrispettivo variabile

Mercato Elettrico Testo integrato della Disciplina del Mercato Elettrico € 7.500 € 10.000

Corrispettivo per MWh negoziato:

• MPE

- una franchigia iniziale sui primi 0,02 TWh di energia elettrica negoziati mensilmente;

- un corrispettivo pari a 0,04 €/MWh per i quantitativi di energia elettrica negoziati mensilmente eccedenti la soglia di 0,02 TWh fino ad un massimo di 1 TWh;

- un corrispettivo pari a 0,03 €/MWh per i quantitativi di energia elettrica negoziati mensilmente eccedenti la soglia di 1 TWh fino ad un massimo di 10 TWh;

- un corrispettivo pari a 0,02 €/MWh per i quantitativi di energia elettrica negoziati mensilmente eccedenti i 10 TWh.

• MTE

- 0,01 € per ogni MWh negoziato

• CDE

- 0,045 € per ogni MWh registrato

PCE Regolamento della Piattaforma dei Conti Energia a termine € 1.000 € 0Corrispettivo per MWh oggetto delle transazioni registrate: 0,008 €/MWh. Qualora l’operatore sia anche operatore del mercato elettrico non dovrà riconoscere al GME il corrispettivo di accesso e il corrispettivo fisso annuo

Mercato del Gas Disciplinadelmercatodelgasnaturale € 0 € 0

• CorrispettivoperMWhnegoziato:0,01€/MWh;

• Contributoallerisorsedautilizzarenellagestionedell’inadempimento:0,0025€/MWh.

Qualora l’operatore del mercato del gas sia anche operatore del mercato elettrico non dovrà riconoscere al GME il corrispettivo di accesso

PB-GAS RegolamentodellaPiattaformaperilbilanciamentodelgas € 0 € 0

CorrispettivoperGJnegoziato:0,0108€/MWh.

Qualora l’operatore della PB-GAS sia anche operatore del mercato del gas non dovrà riconoscere al GME il corrispettivo di accesso e il corrispettivo fisso annuo. Qualora l’operatore della PB-GAS sia anche operatore del mercato elettrico non dovrà riconoscere al GME il corrispettivo di accesso

P-GAS RegolamentodellaP-GAS € 0 € 0

Corrispettivodinegoziazione:

- 0,0025€/GJpericompartiimportedaliquote;

- 0,009€/MWhperilcompartoexd.lgs.130/10.

CorrispettivodiclearingpariadEuro0,00.

Certificati Verdi

TestointegratodellaDisciplinadelmercatoelettrico RegolamentodellapiattaformadiregistrazionedelletransazioniBilateralideicertificativerdi

€ 0 € 0

Corrispettivoperognicertificatoscambiato(dellatagliadi1MWh):

- €0,06percertificato,periprimi2.500certificatiscambiati;

- €0,03percertificato,oltrei2.500certificatiscambiati.

La struttura e misura dei corrispettivi sopra riportata è applicata al totale dei certificati scambiati sia attraverso le sessioni del mercato organizzato che attraverso la PBCV (Piattaforma dei Bilaterali CV)

Garanzie d’Origine Regolamentodifunzionamentodelmercatoorganizzatoedellapiattaformadiregistrazionedegliscambibilateralidellegaranziediorigine 0 € 0 €

CorrispettivoperogniGOnegoziata/registratasulmercatoe/obilateralmente:0,003€.

La struttura e misura dei corrispettivi sopra riportata è approvata per l’anno 2017 con Deliberazione dell’AEEGSI 739/2016/R/efr. Quella riferita all’anno 2016, approvata dall’AEEGSI con Deliberazione 593/2015/R/efr, è pari a 0,004 € per ogni GO negoziata/registrata sul mercato e/o bilateralmente.

Titoli di Efficienza EnergeticaRegoledifunzionamentodelmercatodeiTEE RegolamentoperlaregistrazionedelletransazionibilateralideiTEE

0 € 0 € CorrispettivoperciascunTEEscambiato:€0,1

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Mercato Normativa di riferimento Corrispettivo di accesso (una tantum)

Corrispettivo fisso annuo Corrispettivo variabile

Mercato Elettrico Testo integrato della Disciplina del Mercato Elettrico € 7.500 € 10.000

Corrispettivo per MWh negoziato:

• MPE

- una franchigia iniziale sui primi 0,02 TWh di energia elettrica negoziati mensilmente;

- un corrispettivo pari a 0,04 €/MWh per i quantitativi di energia elettrica negoziati mensilmente eccedenti la soglia di 0,02 TWh fino ad un massimo di 1 TWh;

- un corrispettivo pari a 0,03 €/MWh per i quantitativi di energia elettrica negoziati mensilmente eccedenti la soglia di 1 TWh fino ad un massimo di 10 TWh;

- un corrispettivo pari a 0,02 €/MWh per i quantitativi di energia elettrica negoziati mensilmente eccedenti i 10 TWh.

• MTE

- 0,01 € per ogni MWh negoziato

• CDE

- 0,045 € per ogni MWh registrato

PCE Regolamento della Piattaforma dei Conti Energia a termine € 1.000 € 0Corrispettivo per MWh oggetto delle transazioni registrate: 0,008 €/MWh. Qualora l’operatore sia anche operatore del mercato elettrico non dovrà riconoscere al GME il corrispettivo di accesso e il corrispettivo fisso annuo

Mercato del Gas Disciplinadelmercatodelgasnaturale € 0 € 0

• CorrispettivoperMWhnegoziato:0,01€/MWh;

• Contributoallerisorsedautilizzarenellagestionedell’inadempimento:0,0025€/MWh.

Qualora l’operatore del mercato del gas sia anche operatore del mercato elettrico non dovrà riconoscere al GME il corrispettivo di accesso

PB-GAS RegolamentodellaPiattaformaperilbilanciamentodelgas € 0 € 0

CorrispettivoperGJnegoziato:0,0108€/MWh.

Qualora l’operatore della PB-GAS sia anche operatore del mercato del gas non dovrà riconoscere al GME il corrispettivo di accesso e il corrispettivo fisso annuo. Qualora l’operatore della PB-GAS sia anche operatore del mercato elettrico non dovrà riconoscere al GME il corrispettivo di accesso

P-GAS RegolamentodellaP-GAS € 0 € 0

Corrispettivodinegoziazione:

- 0,0025€/GJpericompartiimportedaliquote;

- 0,009€/MWhperilcompartoexd.lgs.130/10.

CorrispettivodiclearingpariadEuro0,00.

Certificati Verdi

TestointegratodellaDisciplinadelmercatoelettrico RegolamentodellapiattaformadiregistrazionedelletransazioniBilateralideicertificativerdi

€ 0 € 0

Corrispettivoperognicertificatoscambiato(dellatagliadi1MWh):

- €0,06percertificato,periprimi2.500certificatiscambiati;

- €0,03percertificato,oltrei2.500certificatiscambiati.

La struttura e misura dei corrispettivi sopra riportata è applicata al totale dei certificati scambiati sia attraverso le sessioni del mercato organizzato che attraverso la PBCV (Piattaforma dei Bilaterali CV)

Garanzie d’Origine Regolamentodifunzionamentodelmercatoorganizzatoedellapiattaformadiregistrazionedegliscambibilateralidellegaranziediorigine 0 € 0 €

CorrispettivoperogniGOnegoziata/registratasulmercatoe/obilateralmente:0,003€.

La struttura e misura dei corrispettivi sopra riportata è approvata per l’anno 2017 con Deliberazione dell’AEEGSI 739/2016/R/efr. Quella riferita all’anno 2016, approvata dall’AEEGSI con Deliberazione 593/2015/R/efr, è pari a 0,004 € per ogni GO negoziata/registrata sul mercato e/o bilateralmente.

Titoli di Efficienza EnergeticaRegoledifunzionamentodelmercatodeiTEE RegolamentoperlaregistrazionedelletransazionibilateralideiTEE

0 € 0 € CorrispettivoperciascunTEEscambiato:€0,1

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1.2 LE NUOVE INIZIATIVE

1.2.1 Il nuovo bilanciamento gas ed i mercati GMELaCommissioneeuropeaconilRegolamento(UE)n.312/2014del26marzo2014haistituitoun codice di rete relativo al bilanciamento del gas nelle reti trasporto,alloscopodiarmonizzare,alivelloeuropeo,lerelativenormeefavorireilricorsodapartedegliutentidellareteameccanismidimercatoperbilanciareiloroportafogliinmodoefficiente.In tale ambito, onde consentire la graduale attuazione delle richiamate previsioni comunitarie nellospecificocontestonazionale,l’AEEGSI,condeliberazione312/2016/R/GASdel16giugno2016,haapprovatoi principi e ledisposizioni funzionali all’avviodelnuovo sistemadelbilanciamentodelgasnaturale insostituzione del precedente assetto, disciplinato con deliberazione ARG/gas 45/11 e ss.mm.ii., il qualeprevedeval’organizzazioneelagestionediunaspecificapiattaformadiscambio,notacomePiattaformadelbilanciamentodelgas(PB-GAS).Inparticolare,l’AEEGSI,conladeliberazione312/2016/R/GAS,hadefinitoinununicotestoregolatorio,denominato“TestoIntegratodelBilanciamentogas”(TIB),gliaspettidel“nuovoregimedibilanciamento”,ovvero:- icriteridi interventodiSnamReteGasnell’approvvigionamento,nell’ambitodelmercatodelgas

organizzatoegestitodalGME(MGAS),diprodottititle e locational perilbilanciamentodelsistema;- lemodalitàdireintegro,semprenell’ambitodelMGAS,dellerisorsediSnamReteGaseventualmente

utilizzateperilbilanciamento;- lemodalità di dispacciamento degli stoccaggi in capo a SnamRete Gas e la regolazione dei

quantitativicosìmovimentatiinunaappositasessionedelMGAS.

Ladeliberazione312/2016/R/GAShaprevisto,inoltre,lapossibilitàperilResponsabiledelbilanciamentodi approvvigionarsi di volumi di gas per esigenze diverse da quelle previste dal TIB, mediante lacompravenditadigasinstoccaggio,semprenell’ambitodelMGAS.Invero,nel tracciare il percorsodi effettiva introduzionedelnuovo regimedibilanciamento, l’AEEGSIha delineato un passaggio graduale per la definizione di una piattaforma unica per il bilanciamentoarticolatoinduefasi:• la prima fase, quella cd. “transitoria”, avviata il 1° ottobre 2016, prevedendo che il solo

approvvigionamento di prodotti title da parte di SnamReteGas avvenisse sulMGAS,mentrela sessione per la negoziazione dei prodotti locational (MPL) e quella per la regolazione deiquantitatividigasmovimentatidastoccaggio(MGS)fosserosvoltenell’ambitodellaPB-GASche,opportunamenteadeguata,èrimastaineserciziodurantetaleperiodo;

• lasecondafase,quellacd.“diregime”,prevedendolacessazionedefinitivadell’eserciziooperativodellaPB-GASelaconseguentericonduzionedellenegoziazionideiprodottilocational,comepurequellerelativeallaregolazionedeiquantitativimovimentatidastoccaggio,nell’ambitodelMGAS.

Con successiva deliberazione 66/2017/R/GAS, l’AEEGSI ha approvato le disposizioni funzionaliall’attuazionedellasecondafasedelnuovosistemadibilanciamentogas,disponendoaltresìlacessazioneoperativadellaPB-GAS.L’avvioaregimedelnuovobilanciamentogas-avvenutoil1°aprile2017-hapertantocomportatounaridefinizionedeldisegnodelMGAS,all’internodelquale,nell’ambitodelmercatoapronti,sonogestitianche ilmercatoper lanegoziazionedeiprodotti locational (MPL) e ilmercatoper la regolazionedeiquantitativi di gasmovimentati da stoccaggio (MGS), precedentemente organizzati (in via transitoria)nell’ambitodellaPB-GAS.

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Piùindettaglio,ilmodellodimercatorisultantedalnuovosistemadibilanciamentogasprevede:- l’assunzione,dapartedelGME,delruolodicontropartecentraledelletransazioniconcluseanche

sulMPLesulMGS,alparidiquantogiàavvenivaconriferimentoaimercatiaprontidelgas(MGP-GASeMI-GAS)ealmercatoaterminedelgas(MT-GAS);

- l’estensioneanchealMPLeMGSdellemodalitàetempistichedifatturazioneesettlementgiàprevistesuMGAS;

- l’estensione anche al MPL e MGS del sistema di garanzia già adottato per i mercati MGP-GAS, MI-GAS e MT-GAS, prevedendo: i) controlli di congruità delle offerte presentate daglioperatorisulMPLesulMGS,rispettoall’ammontaredellegaranzieprestateinfavoredelGMEe ii)ilversamento,dapartedeglioperatori,delcontributoalfondodigaranziadicuialladelibera502/2016/R/GASincontinuitàconquantogiàprevistosuMGAS;

- ladisciplinadell’operativitàdiSnamReteGasnelsuodupliceruolodiresponsabiledelbilanciamentoeditrasportatore,mutuandoquantoavvenivanellafase“transitoria”perl’operativitàpostainesseredaSnamReteGassulMGS.

ContestualmentesonostatirivistialtriaspettioperatividelsistemaMGASnelsuocomplesso,inmanierataledapoterassicurareunacertacomplementarietà,contiguitàecoerenzalogico-funzionaletratuttiimercaticomponentiilmercatoMGAS.Nell’ambitodellaDisciplinaMGAS,èstata,inoltre,previstalapossibilità,perilGME,diintrodurrel’attivitàdimarket makingsulMGAS.

1.2.2 I mercati dei carburantiIldecretolegislativo31dicembre2012,n.249,inrecepimentodelladirettiva2009/119/CEdelConsiglioU.E. del 14 settembre 2009 – recante l’obbligo per gli Statimembri dimantenere un livellominimodi scorte di petrolio greggio e/o di prodotti petroliferi – pone l’obiettivo di rafforzare la legislazionenazionaleinmateriadiscortepetroliferedisicurezza,nonchédipromuovereillivellodiconcorrenzanelsettorepetrolifero,ampliandoleopportunitàdioffertaediapprovvigionamentodiservizilogisticiediprodottipetroliferimediantel’istituzioneelosviluppodiappositimercatigestitidalGME.Inparticolare,ilGMEèstatoinvestito,inter alia,delcompitodicostituire,organizzareegestire:• una piattaforma di mercato della logistica petrolifera di oli minerali (P-LOGISTICA)

finalizzataafacilitarelanegoziazionedicapacitàlogistichedibreve,medioelungotermine (articolo21);

• unapiattaformadimercatoperl’incontrotradomandaeoffertaall’ingrossodiprodottipetroliferiliquidiperautotrazione(P-OIL)(articolo22).

Inparticolare,conriferimentoallacostituzionedellaP-OIL,avalledelprocessoconsultivoinerentelarelativapropostadiRegolamento(DCOn.03/2015),tenutocontodelleinterlocuzioniintercorseconilMiSEeconleprincipaliassociazionidicategoria,nonchédegliapprofondimentisvolticircataluniulterioriaspettidelmodellodifunzionamentodellaP-OILproposto,inparticolaresottoilprofiloconcorrenziale,ilGMEhaelaboratounanuovapropostadiRegolamentodellaP-OILedavviato il5maggio2016unsecondoprocedimentoconsultivoconlapubblicazionedelDCOn.04/2016.Avalledellaconclusionedelsopramenzionatoprocedimentoconsultivo,inconsiderazionedeisuggerimentipervenutidaglioperatoripartecipantiallaconsultazione,èproseguitoilconfrontoconilMinisterodelloSviluppoEconomicovoltoalladefinizionedelleregoledifunzionamentodellaP-OIL.

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1.2.3 Gli accordi di cooperazione con borse terze

Nelrispettodelleprevisionidicuialladeliberazionedell’AEEGSIn.282/2015/R/GAS,abrogataesostituitadalladeliberazione66/2017/R/GAS,ilGME,stanteilruoloricopertonell’ambitodelsistemagasitalianohasottoscritto,nel2016, inqualitàdinomination agent,unospecificoaccordodicollaborazioneconlaborsaCMEEuropeLimited,facendoseguitoall’interessemanifestatodaquest’ultimaaoffrire,sullapropriapiattaformadinegoziazione,strumentifinanziariconconsegnafisicadelgaspressol’hubitalianoPSV(PuntodiScambioVirtuale,gestitodaSnamReteGasS.p.A.).TaleaccordodicollaborazioneconCMEsiaggiungeaiprecedentiaccordisottoscrittidalGMEconICEClearEuropeLimitededEuropeanCommodityClearing(ECC).Iflussiinformativifunzionaliallosvolgimentodell’attivitàdinomination agent dapartedelGMEperleborseterze,comedefinitidallacitatadeliberazione,sonodisciplinatinell’ambitodellaConvenzioneinesseretraGMEeSnamReteGas(SRG)relativaallagestionedelMercatodelGas.

1.2.4 Il mercato dei prodotti giornalieri (MPEG)Nelmesedi settembre2016, ilGME,avalledeiprocessiconsultivi svoltipresso i soggetti interessati(Documenti di Consultazione n. 07/2014, n. 01/2016), ha dato avvio al nuovo mercato dei prodottigiornalieri(MPEG),introdottonell’ambitodelMercatoElettricoaPronti(MPE),nell’ambitodelqualesonoquotati,inmodalitàdinegoziazionecontinua,prodottigiornalieribaseloadepeakload. LepropostedimodificadelTestoIntegratodellaDisciplinadelMercatoElettrico,avanzatedalGMEperincluderenelMEladisciplinadelMPEG,sonostateapprovatedalMinisterodelloSviluppoEconomico-previoparerefavorevoleespressodall’AEEGSI–conilDecretoMinisterialedel19luglio2016.Segnatamente,nell’ambitodell’MPEGèstatoprevistocheilGMEquotiduetipologiediprodotti(ciascunacondueprofilidiconsegna“baseload”e“peakload”)definitirispettivamente:• prodottocon“differenziale unitario di prezzo”,perilqualeilprezzoindicatonellaformulazione

delleofferteequindiilprezzochesideterminainesitoallafaseditradingèl’espressionedeldifferenziale,rispettoalPUN,alqualeglioperatorisonodispostianegoziaretaliprodotti;

• prodotto con “prezzo unitario pieno”, per il quale il prezzo indicato nella formulazione dellerelativeofferteequindiilprezzochesideterminainesitoallafaseditradingèl’espressionedelvaloreunitariodiscambiodell’energiaelettricaoggettodeicontrattinegoziati.

Inmeritoallatipologiadeiprodottiquotati,infasediprimoavvio,ilGMEhaintrodottoilsoloprodotto“differenziale unitario di prezzo”,declinatosecondoleduetipologiediprofilodiconsegna,rispettivamenteprofilo“baseload”e“peakload”.Rispettoallemodalitàdinegoziazione,laconclusionedeicontrattisuMPEGavvienemedianteabbinamentoautomatico delle offerte in acquisto ed in vendita (c.d. negoziazione continua), presenti sul book dinegoziazionesecondouncalendariodisvolgimentodellesessionipubblicatosulsitointernetdelGME.Alparideglialtrisegmentiricompresiall’internodelcompartodelMPE,sulmercatodeiprodottigiornalieriilGMEsvolgeilruolodicontropartecentraledellenegoziazioni,mentreilrelativosettlementfinanziariodelleofferteaccettatevienecompletato,inanalogiaaquantoattuatonelcompartoMTE,nelsecondomesesuccessivoalmesediconsegnadell’energia(c.d.M+2).

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1.2.5 L’avvio del settlement settimanale sui mercati dell’energia elettrica MGP, MI e sulla PCE

Nelmesedidicembre20166ilGMEhaadottatoun’importanterevisionedelletempistichedipagamento,prevedendo il passaggioadun sistemadi settlement subase settimanalecon riferimentoallepartiteenergetichescambiatesuMGPeMInonchéper iCCTderivantidalle registrazioni suPCE, rispettoalconsolidatocalendariosubasemensile(cosiddetto“M+2”).Talemodificahaconsentitodiavvicinareilpiùpossibileletempistichediregolazionedeipagamentidelmercatoelettricoitalianoconquellevigentisuiprincipalimercatieuropei,alfinediincrementare,tral’altro,laconfrontabilitàdeiprezzisututtiimercatielettricieuropei.Alriguardo,sirappresentachelaregolazionedeipagamentinettisubasesettimanalehadeterminatounacomplessivarivisitazionedeiprocessiamministratividifatturazioneepagamento,nonchédelsistemadigaranziadeimercaticoinvolti,realizzataattraverso:• l’introduzionediunostrumentodipagamentotempestivoeautomaticonell’esecuzione,ovvero il

SEPA Direct Debit Business to Business,cheprevedeunamodalitàdiaddebitodirettosuicontibancarideglioperatori,incasodiposizionenettaadebitoneiconfrontidelGME,avalledell’acquisizionepreventivadeirelativimandatiall’addebitodapartedellageneralitàdeglioperatori;

• l’adeguamentodelcalcolodell’esposizionesullabasedellenegoziazioni suMGPeMI,nonchésuPCEperilsoloCCT, infunzionedellaminoreduratadelrischiodacoprire,determinandodiconseguenzalaprestazionediunaminoregaranzia;

• il ricorso almeccanismo della fatturazione differita ai sensi dell’art. 21, comma 4, lettera a)del DPR 633/72, per effetto del quale viene prevista l’emissione dal GME e/o dagli operatoridiunafatturariepilogativaafinemesedi tutte lecessionidienergiaelettricaeCCTregolatefinanziariamentenell’ambitodellostessomesesolare.

Alfinedidareattuazioneaquantodelineato,ilGMEhaconseguentementeadeguato,previoappositoprocessoconsultivo,ledisposizionidicuialTestoIntegratodellaDisciplinadelMercatoElettrico(DecretoMiSEdel21settembre2016)edalRegolamentoPCE(DeliberazioneAEEGSIn.501/2016/R/EELdel15settembre2016). IlGMEhaaltresìprocedutoapubblicarelenuoveversionidellerelativeDisposizioniTecnichedi Funzionamento, alfinedidisciplinare tutti gli aspetti di dettaglio, siaamministrativi chetecnici,necessariper losvolgimentodelleattivitàconnessealsettlementsubasesettimanale,chehavistolasuaprimaattuazioneconriferimentoallepartiteenergetichescambiatesuMGPeMInonchéperiCCTderivantidalleregistrazionisuPCEinconsegnadal1°dicembre2016.

6 Asettembre2016erastatogiàavviato,nell’ambitodell’MGAS,ilpassaggioaunsistemadiregolazionedeipagamentiacadenzasettimanale.

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1.3 LE ATTIVITÀ INTERNAZIONALI

1.3.1 L’implementazione del Regolamento CACM Nell’ambito degli atti implementativi del Terzo Pacchetto energia UE per l’avvio delmercato internoeuropeodell’energiaelettrica(Direttiva2009/72/CE),il15agosto2015èentratoinvigoreilRegolamento2015/1222, che stabilisce orientamenti in materia di allocazione della capacità e di gestione dellacongestione (Capacity allocation and congestion management – CACM). Il Regolamento CACM(“Regolamento” o “CACM”) è volto a disciplinare i principi comuni per l’allocazione della capacitàdi trasmissione alle frontiere (sia per l’orizzonte temporale di mercato Day Ahead che per quello Intra Day), leproceduretecnichedicoordinamentoper la risoluzionedelleeventualicongestionisullelineediinterconnessionetransfrontaliere,nonchélenormecheciascunStatoMembrodovràapplicarealfinediidentificareedassegnareinternamenteiruolielefunzionioperativedicompetenza.LeborseelettrichesonosottopostealladisciplinadelCACMinqualitàdisingoliNominated Electricity Market Operator -NEMO,cheilRegolamentodefinisceall’art.2.23come“gestoredelmercatoelettricodesignato(Nominated Electricity Market Operator, “NEMO”),[…]dall’autoritàcompetenteperespletaremansionirelativealcouplingunicodelgiornoprimaoalcouplingunicoinfragiornaliero”.Intalecontesto,ilGME,nelsettembre2015,èstatodesignatodalMinisterodelloSviluppoEconomicoqualeunicoNEMOdiriferimentonelcontestodelmercatoelettricoitalianoaisensieperglieffettidell’art.5delCACM.A seguito della relativa designazione e del successivo avvio delle attività di coordinamento poste inessereconglialtriNominated Electricity Market Operators – NEMOs, ilGMEhastipulatonel febbraio2016 l’Interim NEMO Cooperation Agreement–INCAvolto,in primis,acostituireilComitatodeiNEMOs(“NEMO Committee”), a disciplinarne i diritti di voto, a determinare gli obblighi di riservatezza tra iNEMOs,nonchéleproceduredirisoluzionedelleeventualicontroversie.Nelcorsodel2016,inoltre,ilGME,unitamenteaglialtriNominated Electricity Market Operators (NEMOs),haredattoedinviatoalleAutoritàregolatoriecompetenti,perlaloroapprovazione,ilpianocheprevedecomeistituireesvolgerecongiuntamentelefunzionidiMarket Coupling Operatorrichiestodall’art.7.3delCACM. Sempre nell’ambito delle attività di implementazione del CACM assegnate ai NEMO, il GME,congiuntamenteaglialtriNEMOs,haredattonelcorsodel2016edinviato(gennaio2017)alleAutoritàdiRegolazionecompetenti,perlaloroapprovazione,lemetodologiedigestioneoperativerelativealle“Backup procedures”, “Price Coupling and Continuous Matching Algorithm”,“Products for Day Ahead and Infraday Markets, Maximum and minimum prices”.

1.3.2 Price Coupling of Regions - PCRConriferimentoalprogettoPCR,avviatoegestitodalGMEunitamentealleprincipaliBorseeuropeeefinalizzato all’applicazionedi unmeccanismodimarket coupling su scalaUEapplicabile all’orizzontedimercato day-ahead, nel corso del 2016, dopo aver ricevuto dalla borsa elettrica austriaca (EXAA)la richiestadi fornituradeiservizidiPCRcouplingdaeffettuarsimediante ilmeccanismodiServiced PX, il GME ha sottoscritto nelmese di dicembre 2016 il Service Agreement GME-EXAA, contratto dicooperazione relativo alle condizioni di fornitura, nell’ambiente operativo PCR, delle attività per lagestionedelle offertedimercato inviatedapartedella borsa austriaca. L’avviooperativodel serviziodapartedelGMEèallostatoprevistonellasecondametàdel2017,risultandolostessosubordinatosiaall’adeguamentodellenecessarieprocedurePCR,siaalpositivoesitodellarelativafaseditesting. Inoltre,

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alfinedipoterprocedereall’avviooperativo, risultanecessarioadattare,nell’ambitodel IBWT market coupling project,tutteleproceduredipreepostcoupling chericadononellacompetenzadiEXAAedegliulteriorisoggetticoinvoltinell’allocazionedellacapacitàtransfrontalierasullefrontiereaustriache.Conriferimentoinfineaglisviluppitecniciintercorsinell’ambitodelPCR,semprenel2016èstatatestataemessainproduzioneunanuovaversioneincrementaledell’algoritmoEuphemia,mediantelaqualeèprevistalapossibilitàdigestireancheiprodottidimercatoconampiezzatemporaledi15/30minuti.

1.3.3 Multiregional Price Coupling - MRCL’avviooperativodelprogettoIBWT,comportandol’integrazionedelmercatoitalianodelgiornoprimanelpiùampioperimetrodigestionecoordinatadeimercatielettricieuropeiDay Ahead,hasancitol’ingressoapienotitolodelGMEnelprogettoMulti-Regional price Coupling(MRC),disciplinatodaunaccordodicooperazione,denominatoMRC Day Ahead Operations Agreement(MRCDAOA)7.IlMRCsiqualificacomesovra-progettoeuropeodicollaborazioneeconvergenzadellediverseIniziativeRegionali Europee (ERIs), volto a definireun contesto comunedi riferimento, non solo operativo, pertuttelemacroregionichehannoavviato,osonoinprocintodiavviare,lerelativeattivitàdicouplingsulmercatodelgiornoprima8eapromuoverelaconvergenzadellefasidipreepostcouplingdeiprogettiregionalientratinellafasedioperatività.

1.3.4 Cross-Border Intraday - XBID Nel percorso di integrazione dei mercati elettrici dell’UE, il GME partecipa, unitamente ad altri PXseuropei,anchealprogettoperildisegnoel’implementazionedelprocessodicouplinginfragiornaliero(PXs Cross Borders Intra-Day-PXsXBID)avendosottoscrittoilcontrattoEU XBID PX Cooperation Agreement. Attraverso tale cooperazione i Gestori di mercato europei - in coordinamento con i relativi Gestoridi rete - potranno allocare, in modo implicito, la capacità interfrontaliera disponibile nell’orizzonteinfragiornaliero,coerentementeconilmodellodimercato(Target Model)delineatodalledisposizionidelRegolamentoECn.2015/1222,recante“Guideline on capacity allocation and congestion management – CACM”,entratoinvigoreil14agosto2015.IlGMEhacompletatoilformaleprocessodiadesionealprogettoXBIDconlasottoscrizionedelcontrattoAll Parties Cooperation Agreement,chedefinisceilcoordinamentotraborseegestoridiretenellafasedidisegnoeimplementazionedeltarget modeleuropeoperilcoupling infragiornaliero.Conriferimentoataleprogetto,nelcorsodel2016,sonostatefinalizzatelenegoziazioniconilfornitoredeiservizidiHosting of the XBID SolutionedèstatostipulatoilcontrattoconilfornitoredegliMPLS Services.Semprenel2016sonoinoltreentrateinvigorelemodificheintrodotteaseguitodelprimoprocessodirevisionedelcontrattodicooperazioneEU XBID PX Cooperation Agreement,resosinecessarioalfinediadeguareilcontrattoalleevoluzionidelprogetto.

7 IlGMEhaaderito,congiuntamenteaTERNA,alMRCDAOAindata4febbraio2015.

8 Conriferimentoalcontestoitaliano,lamacroregioneeuropeadiriferimentoèlaCentral South Region,nell’ambitodellaqualeilprogettodicoupling IBWTassumelaqualificadiprogettoregionalediriferimento.

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1.3.5 Allocazione infragiornaliera della capacità di interconnessione disponibile sul confine IT-SLO

IlGME,alfinedirecepireleprevisionidicuialRegolamentoCACM–chedisciplina,tral’altro,iTarget Model di riferimento per la gestione dei processi di integrazione deimercati elettrici europei, tantosull’orizzonteDay AheadquantoconriferimentoaimercatiInfragiornalieri–haavviato,unitamenteaTernaS.p.A.edallaborsaedilgestorediretesloveni,unpercorsodievoluzionedeimodelliutilizzatiperl’allocazione infragiornaliera della capacità di interconnessione disponibile sul confine Italia-Slovenia(progettoIDIta-Slo),realizzatomediantel’introduzionediunmeccanismodimarket coupling,basatosuunmodellodiastaimplicitacoerenteconquelloutilizzatoperl’orizzonteDay Ahead. Inparticolare, talemeccanismodi Intraday Market Couplingaveva l’obiettivodicostituireunprimo pilot projectvoltoasvilupparel’esecuzionedelcouplingattraversoilfunzionamentocoordinatodialcunesessioniinastadelMercato Infragiornaliero (MI) italianocon ilmercato infragiornalierosloveno.Comesoluzionetecnicadipartenza,dettopilot projecthainteressatolesessionidelMI2edelMI5delmercatoitaliano.Inesitoall’approvazionedelladocumentazionecontrattualenecessariaperl’avviooperativodapartedelRegolatore–avvenutaconDeliberazionen.297/2016/R/eeldel9giugno2016–edapartedelMiSE-espressaconDecretodelMinisterodelloSviluppoEconomicodel15giugno2016relativoallemodificheapportateallaDisciplinaME–ilprogettoèstatoavviatooperativamenteil21giugno2016.

1.3.6 IBWT - XBID Local Implementation Project - LIP Semprenell’ambitodelleattivitàdisviluppodeimercatiinfragiornalieri,nel2016,sonostateavviate,traiPaesiconfinantisullafrontieranorditaliana,lenegoziazionifunzionaliallapartenzadell’XBID Local Implementation Project–LIP,conl’obiettivocomunediintegrareedestenderenell’ambitodelprocessodiimplementazionedell’Intraday target modeleuropeoancheilpilot project IntradaytraItaliaeSlovenia.A talfine leBorse ed i TSOdel citato LIPProjecthannopubblicatonel dicembre2016 il documentodi consultazione denominato “Consultation Paper on Intraday Coupling model for Italian Borders” contenenteunapropostaperl’implementazionedelmodellodicoupling Intraday,nell’ambitodellaquale,nelrispettodeiprincipiedellenormecontenutinelRegolamentoCACM,lagestionedelmeccanismodicoupling Intraday,incentratasumodalitàdicontrattazionecontinua,vieneparimenticompletatadaunmeccanismoparallelodiasteIntradaysubaseregionale.Per le finalità sopra indicate, a partire dagli ultimi mesi del 2016, le parti del LIP project partecipanocongiuntamenteallenegoziazionidiunprimoaccordodicooperazionedenominato“Cooperation Agreement for the design and implementation phase of the infraday Italian Borders Working Table”. Conlafinalizzazionedi tale accordo, la cui stipula è allo stato prevista nel secondo semestre 2017, le parti del LIP project siimpegnerannoreciprocamenteadefiniretuttigliaspettitecniciedigovernancenecessariperprocederenelcorsodel2019sullefrontiereitalianealgo live del coupling intraday XBID,completatomediantelosvolgimentodiastediaperturaregionaliperl’allocazionedellacapacitàtransfrontalieradisponibilenell’orizzonteIntraday.

1.3.7 Association of European Power Exchanges - EUROPEX Il GME ha confermato, anche per il 2016, l’impegno in ambito internazionale quale parte attiva delprocessodiintegrazionedeimercatiall’ingrossodell’energiaelettricanell’UE.L’attività svolta nei singoli progetti di integrazione relativi tanto all’orizzonte Day Ahead quanto alcontesto IntradaydicuiaiprecedentiparagrafièstatainoltreaffiancatadallapartecipazionedelGME

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aigruppidilavorocostituitiinambitoEuropex,l’associazionedicategoriachenelcontestocomunitariocoordinaeveicolaversoglistakeholdersdiriferimento(ACER,COMMISSIONEEUROPEA,ENTSO-e,etc.)leposizionielebest practicesindividuatedalleborseenergeticheeuropeesiaconriferimentoalletematicherelativealladefinizioneerecepimentodeimodellidimercatocheconriferimentoalcoordinamentodellefunzionirelativealmonitoraggiodeimercatiall’ingrossoeall’applicazionedelRegolamentoREMIT.Nel novero delle attività svolte all’interno dell’associazione, il GME ha partecipato alWorking Group Power Markets (WGPM), la cuimission si è focalizzata, principalmentenella secondametà del 2016,sull’analisidellenuovepropostenormativecontenutenelc.d.Winter Package(WP)pubblicatodallaCEnelmesedidicembre20169.Segnatamente,contaliproposteemendativelaCEintendeapportaretalunemodifichealleDirettivediriferimentocontenutenelTerzoPacchettoenergiaUE.All’internoditalegrupposonostatiinoltrediscussiecondivisiicontributidirispostadell’associazioneairelatividocumentidiconsultazionepromossidalleistituzionicomunitarieinmateriadiriorganizzazioneedefficientamentodeimercatielettriciall’ingrosso,nonchédelladocumentazioneredattainfunzionedeivariforumorganizzatialivellocomunitario(FlorenceForum,MadridForum,etc.).Intaleambito,unsecondoprocessodiattivitàsièfocalizzatonellarispostadell’AssociazioneallaconsultazioneeffettuatadaENTSO-einmeritoaiprincipidigestioneerevisionedellaconfigurazionedelle“bidding zones”europee.PermezzodelleattivitàsvoltenelWGPM,ilGMEinoltremonitoral’evoluzionedeiprocessichesisviluppanoinsenoaitreEuropean Stakeholder Committees europei(ESC)–declinatiinMarket,System Operational,Grid Connection network codes – istituiti e presieduti da ACER ed ENTSO-E al fine di realizzare unamaggioredivulgazioneeconcertazionedellenormediriferimentodaincludereneirelativiNetwork Codes previstidalleDirettivedelterzopacchettoUE.Unsecondofilonedell’attivitàassociativahariguardatoilavoridelWorking Group on Financial Instrument and Transparency(WGFIT),lacuiattivitàsièprincipalmenteconcentratanellavalutazionedeglielementidirecepimentoedicorrettaapplicazionedellanormativaREMIT.Intalecontesto,ilGME,anchemediantelapartecipazioneallevarieRound-Tablesvoltesicon i rappresentantidiACER,hapotutoanalizzareemonitorare leprincipali direttrici di sviluppodei processi di coordinamentoper il trasferimento versol’Agenziadegliordiniedeicontrattidinegoziazionepostiinesseredaglioperatoridimercato,alfinediadempierecorrettamenteagliobblighiprevistidallanormativaREMIT.A completamentodelle azioni svolte in ambito associativo, anchenel 2016 ilGMEha confermato lapropriarappresentanzaanchenegliulteriorigruppidilavoropresentiall’internodiEUROPEX,ovveroilWorking Group Environmental markets,focalizzatosull’analisidellanormativaedellepolicyeuropeeperlagestionedeimercatiedellepiattaformeambientaliedilgruppoWorking Group Gas Markets, lacuiattivitàèrivoltaaglisviluppiinerentiilmercatointegratocomunitariodelgasnaturale.Inparticolare,rispettoalleattivitàsviluppatesinell’ambitodelgruppodianalisideimercatiambientali,il GMEha fornito supporto anche alPosition Paper pubblicato dall’Associazione nel febbraio 2017 inrispostaecommentoallepropostenormativedellaCEricondottenelpacchettonormativodenominato“Clean Energy for all Europeans”.Daultimo,dalpuntodivistadellacrescitadimensionale,nel2016,conl’adesioneaEUROPEXdapartedi IBEX (borsa elettrica bulgara) e da parte di CROPEX (borsa elettrica croata), imembri totali dellacompaginedegliassociatisonosalitia27.

9 Talipropostenormativesonoallostatosottoposteallaproceduradicomitologiaeuropeachecoinvolgeràprogressivamenteneiprossimimesiidiversiorganilegislativieuropeiinvistadell’approvazionefinaledelpacchettoerelativaentratainvigore(previstanellasecondametàdel2017).

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1.4 IL MONITORAGGIO

1.4.1 Piattaforme REMITNel rispetto delle previsioni di cui al Regolamento UE n.1227/2011, inerente la trasparenza e l’integritàdei mercati dell’energia all’ingrosso (REMIT), nonché del Regolamento di esecuzione UE n. 1348/2014(Implementing Acts),ilGMEgestisceduedistintepiattaforme,istituitealfinedisupportareisoggettioperantiavariotitolosuimercatiall’ingrossodell’energiaelettricaedelgasnell’adempimentodegliobblighididata reporting versoACER(art.8REMIT)edipubblicazionedelleinformazioniprivilegiate(art.4REMIT).

Il REMIT pone in capo agli operatori dei mercati all’ingrosso dell’energia elettrica e del gas naturalel’obbligoditrasmettereadACERtutteleoperazionieffettuateinriferimentoacontrattidi fornituraetrasportodell’energiaelettricaedelgasnaturale (c.d.data reporting),sia attraverso la presentazione di ordini di compravendita e transazioni eseguitesuimercati organizzati (c.d. contratti standard eseguiti suimercati organizzati), sia

attraverso contrattazioniOTC (contratti standard e non standard). In tale contesto, il GME, in qualitàdisoggettoaccreditatopressoACERall’attivitàdireporting (RRM),haistituito lapiattaformaPDRconl’obiettivodioffrireatuttiglioperatoriiscrittiadunoopiùmercatidelGMEunservizioilpiùpossibilecompletoedefficienteperl’adempimentodegliobblighiditrasmissionedeidatiimpostidalREMIT.Ilperseguimentoditaliobiettivièstatorafforzatonelcorsodel2016attraversoiniziativemiratenonsoloasupportareglioperatorinell’adempimentoaipropriobblighidireportistica,maancheadagevolarliulteriormenteattraversointerventievolutivisullapiattaforma,alfinedigestireconmaggioreefficaciailcrescenteonerecomputazionaleegestionalederivantedall’aumentodeirichiedentiilservizioedeireport trasmessiadACER.Inparticolare,apartiredal7aprile2016,ilGMEhaassicuratoaglioperatorilapossibilitàdiadempierealproprioobbligodireportisticanonsoloinrelazioneaicontrattistandardeseguitisuimercatiorganizzati(giàattivodal7ottobre2015attraversoilservizio Data reporting),maancherispettoaicontrattiOTC(standardenonstandard)attraversoilservizioUpload. IntemadireportingdeicontrattiOTC,inoltre,ilGMEhaampliatol’ambitodiapplicazionedelservizioPDR,consentendoall’operatoresottoscrittoredelcontrattodidata reportingconilGMEdieffettuareilcaricamentodeidatiancheperlapropriacontropartecontrattuale,previoappositomandatoe/odelegadapartedellacontropartestessa.TerminiecondizionidierogazionediquestonuovoserviziosonostatidisciplinatinellaversioneaggiornatadelcontrattoPDR,pubblicatadalGMEil18luglio2016.Alladatadel31marzo2017,glioperatoriabilitatiallaPDRammontanoa260,deiquali229(circal’88%deltotale)hannosceltoilGMEcomeproprioRRMattivandoilserviziodiData reporting o Data reporting conUpload.Neiprimiseimesidall’avviodellasecondafasedireporting,riferitaalperiodo7aprile2016–6ottobre2016,laPDRhatrasmessoadACERcirca86.000report,unnumeroconfrontabileconquantoosservatodal7ottobre2015al6aprile2016(c.d.primafasedelreporting),seppurinmisuraleggermentesuperiore(+10%circa).Nelmedesimoperiodo,invirtùdell’entratainvigoreadaprile2016dell’obbligodireportisticaanchedeicontrattiOTC,èrisultatoinveceindecisoaumentoilnumerodiReportcaricatisuPDRdirettamentedaglioperatoriattraversoilservizioUpload,salitoacirca5.000(circa10volteilvaloreregistratoperilmedesimoservizionellaprimafasedelreporting).Inoltrel’aperturaalreporting anchepercontodellapropriacontropartecontrattualeha favoritounulteriore incrementodei reportinviatiattraverso il servizioUpload, chenei seimesi successivi il termineultimodi sottoscrizionedelnuovoContrattoPDR(7ottobre2016–30marzo2017)hannoregistratounincrementodicircail60%,raggiungendogli8.000reporttrasmessiadACER.

La Piattaforma di Data Reporting (PDR)

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LA SOCIETÀ | 1

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Nell’ambitodellemisureprevistedalREMITperlaprevenzionedipraticheabusiveneimercatiall’ingrossodell’energia elettrica e del gas naturale, nel 2016 il GME ha reso disponibile aglioperatori una piattaforma informatica per la pubblicazione delle informazioniprivilegiate(PIP),attivadal4gennaio2016,operativa24oresu24e7giornisu7einseritanell’elencodellepiattaformeeuropeefornitodaACERsulREMITPortal.Secondo quanto previsto dal regolamento REMIT, è da intendersi informazioneprivilegiata “un’informazione che ha carattere preciso, che non è stata resa pubblica, che concerne,direttamenteoindirettamente,unoopiùprodottienergeticiall’ingrossoeche,seresapubblica,potrebbeverosimilmenteinfluireinmodosensibilesuiprezziditaliprodotti”(art.2).Intalecontestoregolatorio,attraversolaPIPilGMEhaintesooffrireaisoggettiinteressatiunostrumentoche consenta l’efficace assolvimento degli obblighi di pubblicazione delle informazioni di propriapertinenza,raccogliendoperaltrol’invitorivoltoinmodononvincolantedaACERaimercatiorganizzatiarealizzarepiattaformecentralizzate,standardizzateeaccessibilialpiùampionumerodisoggettipossibili,oveconcentrarelaraccoltadelleinformazioniprivilegiateefavorireconciòunaumentodellatrasparenzaedellaconcorrenzatraoperatori.Daunpuntodivistatecnologico,alfinedifavorirelacompliancedeglioperatoriagliobblighiimpostidalREMIT,laPIPèstatarealizzataseguendolemodalitàoperativeelespecifichetecnicheindicatedaACERneidocumentipreposti10 ed è stata aperta, previa sottoscrizione dell’apposito contratto, a tutti i soggetti correttamenteregistratipressoilRegistroEuropeodiACER,indipendentementedalpossessodellaqualificadioperatorisuunoopiùmercati/piattaformedelGMEeindipendentementedallacollocazionegeograficadeiloroasset. LaPIPèsottopostaadunacostanteattivitàdisupervisionedapartedelGME,mirataadassicurarneilmantenimentodei livellidi servizioofferto in terminidi fruibilitàe tempestivitàdipubblicazioneeafavorirneuncontinuoallineamentoalleesigenzemanifestatedaisoggettiavariotitolointeressati.In tal senso, sviluppievolutividellapiattaformasonostatieffettuatigiànel2016,alfine,daun lato,diconsentire ad ACER la raccolta tramiteweb feed dei dati di indisponibilità comunicati dagli operatori11,dall’altro,diaccrescernel’interazionecoisistemiaziendalideglioperatoriinfasedidownload/uploaddeidati.Nel corso del 2016 la PIP ha visto la progressiva adesione di un numero crescente di operatori. Inparticolare,ilnumerodiiscrittiallapiattaformahasuperatole100unità(107),dicuicircail25%attivoconmessaggirelativiadindisponibilitàdicapacità.Traquestidiversibig playerdelmercatoelettrico,peruntotaledicirca420unitàdiproduzioneregistratee66GWdicapacitàinstallata.

1.4.2 Gli esiti dell’attività di monitoraggio Il GME svolge attività di monitoraggio delle operazioni compiute sui propri mercati per garantirnel’efficienza,latrasparenzaepromuovernelaliquidità.TaleattivitàèfinalizzataadindividuarelamessainattodapartedeglioperatoridipratichecontrariealledisposizioniprevistedaiRegolamentiedalleDisciplinedeimercatioallanormativanazionaleecomunitariavigenteinmateria.L’attivitàdimonitoraggiodeimercatièsvoltaincoordinamentoconleprincipaliIstituzionicompetentiinmateria,perlequaliilGMEèinterlocutorediriferimento,siainEuropa,contribuendoalprocessodiprogressivaattuazionedelREMIT,siainItalia,ovehaconfermatolaproficuacollaborazioneconl’AEEGSIeconisoggettiistituzionaliinteressati.

10 Documentodiconsultazione “Common Schema for the Disclosure of Inside Information – Public Consultation Paper”edocumento“Guidance on the implementation of web feeds for Inside Information Platforms”pubblicatodaACERil15novembre2016.

11 SecondoquantoindicatodaACERneldocumento“Guidance on the implementation of web feeds for Inside Information Platforms”.

Piattaforma per la pubblicazione delle Informazioni Privilegiate (PIP)

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In particolare, in ambito europeo, nel 2016 la partecipazione del GME al consolidamento e allaarmonizzazione delle pratiche di monitoraggio si è concretizzata, oltre che nella gestione delle duepiattaformeREMIT12,nellarinnovatapresenzaaitavolidilavoroeneidiversigruppidiespertiorganizzatidaACERedaEuropexinmateriadimonitoraggiodeimercatiall’ingrosso,conparticolareriferimentoaitemidimanipolazionedimercato,insider tradingedata reporting. A livello nazionale, il GME ha garantito il supporto all’AEEGSI fornendo costantemente reportistica,simulazioniwhat-if edelaborazioniad hoc,all’internodelframeworkregolatoriostoricamentedefinitodalla deliberazione ARG/ELT 115/08 (TIMM). Inoltre, il GME ha rafforzato il proprio ruolo nel corsodell’ultimotriennioconl’attivitàdisegnalazionedicomportamentipotenzialmentenonconformitenutidaglioperatorisuimercatieffettuataaisensidell’art.15delRegolamentoUEn.1227/2011(REMIT),einvirtùdellapossibilitàperl’AutoritàdiregolazionediavvalersidelGME,aisensidellaleggen.161del30ottobre2014,nelle indagini relativeallamancataosservazionedapartedeglioperatorideidivietidi insider trading edimanipolazionedimercato(art.3e5REMIT)edegliobblighididisclosuredelleinformazioniprivilegiate(art.4REMIT).Intalecontesto,edallalucedelleindicazionifornitedaACERnellaquartaedizionedelleLineeGuidasull’applicazionedelREMIT13pubblicatail17giugno2016,nelcorsodell’annoilGMEèstatoimpegnatosoprattuttonell’ulterioreevoluzionedelleprocedureedeglistrumentiimpiegatipergarantireilcorrettoutilizzodeimercati,conl’introduzionediunospecificopianodicontrolliattoaverificareperiodicamentelostatodisviluppoedavanzamentodell’attivitàdimonitoraggioe,infine,nell’ambitodiquest’ultima,suunaulteriorestandardizzazionedelprocessodivalutazionedeicomportamentiosservatiquotidianamentesuimercati.Gliesitidell’attivitàdimonitoraggiosonosinteticamenteriportatinellatabella1.4.1.DarilevarecheisignificativiincrementidiprezzoregistratisuimercatiMGPeMTEEtralafinedel2016el’iniziodel2017hannogeneratounafortecrescitadelnumerodicasianalizzatinell’ambitodelleattivitàdimonitoraggio.Talisituazionisonoriconducibiliadadeguamentidellemodalitàd’offertadeglioperatoriacontestidimercatoresiparticolarmenterialzistidallecriticitàregistratenelmercatofrancesenelcasodelMGPedaisegnalidipercepitascarsitàdeititolinelcasodelMTEE.

12 Perulterioridettaglisirimandaalpar.1.4.1dellapresenteRelazioneAnnuale.

13 SifariferimentoaldocumentoGuidance on the application of Regulation (EU) N. 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency.

Provvedimenti in esito all’attività di monitoraggio

Anno Mercato Provvedimento N° Operatori interessati

2013 MCV Segnalazione ad AEEGSI 5 12

2013 MTEE Segnalazione ad AEEGSI 7 9

2014 MCV Sospensione cautelare + sospensione di 1 mese 1 1

2014 MTEE Archiviazione 1 1

2014 MTE Segnalazione ad AEEGSI 1 2

2015 MTEE Sospensione per tre sessioni 1 1

2016 MGP Segnalazione ad AEEGSI 5 21

2016 MI-GAS Segnalazione ad AEEGSI 1 1

TOTALE - - 22 48

Tab. 1.4.1

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LA SOCIETÀ | 1

Ripiega la domanda elettrica, ma la liquidità del mercato ha un nuovo slancio sostenuta dall’Acquirente Unico e dagli operatori non istituzionali

1.5 I RISULTATI

1.5.1 Volumi e operatoriNel 2016 si consolidano il trend di crescita deimercati organizzati gestiti dal GME e l’arretramentodelle contrattazioni bilaterali. I segnali positivi giungono sia daimercati elettrici che, inun contestodidomandacalante, registranounaumentodellecontrattazioniedellapartecipazioneattiva,chedaimercatidelgasedambientali.

Perquantoconcerneilsettoreelettrico,nonostanteilcalodellarichiestadienergiarilevatodaTernanel2016(-2,1%)chelariportaailivelliminimidel2014(310TWh),imercatispotgestitidalGMEregistranonuoviaumentisiainterminidivolumiscambiati(318TWh;+1,5%)che di partecipazione attiva degli operatori (nonostante il lieve calo degli iscrittisu IPEX) (Tab. 1.5.1, Tab. 1.5.2). Le contrattazioni sulmercato a pronti organizzato(MPE)volanoa231TWh (+4,9%),confermandosi inespansionenelpiù importanteMercatodelGiornoPrima(MGP),chesiattestaa203TWh(+3,9%),masoprattuttonelMercatoInfragiornaliero(MI),cheraggiungeilmassimostoricodi28TWh(+12,1%),consolidando, pertanto, il proprio ruolo di sostanziale strumento di flessibilità piùidoneoarecepiretempestivamenteleoscillazionideiconsumi(sialevenditechegliacquistideigrossistisiconfermanosuilivellialtidegliultimianni)eledinamichediproduzione(ilsaldotravenditeeacquistidegliimpiantitermoelettricitradizionalisaleaimassimistorici).Talisviluppisembranoaverincisosulladinamicadellacontrattazionebilateralechemostracomplessivamente,siainterminidivolumiregistratichedisbilanciamentoaprogramma,untrendcalante.AncheiprogrammidiproduzionenominatisuMGPsegnanoun’altrapesanteflessione(-6,4%),registrandoilsecondovalorepiùbassodisemprea87TWh(erano82TWhnel2013).

Dalle suddette dinamiche trae beneficio la liquidità delmercato che guadagna 2,2 punti percentualisull’annoprecedenteportandosial70,0%,livellosuperatosolounavoltainpassatoesemprenel2013.UnimportantecontributoallacrescitaèfornitodallaconsistenteripresadegliacquistisuIPEXdell’AcquirenteUnico(+28,2%),chesiattestanosullivellopiùaltodegliultimicinqueanni,paria41TWh,conunaquotadel14%sultotalescambiato(+3puntipercentualisul2015).Increscitaancheivolumiscambiatidaglioperatorinonistituzionali,paria126TWh,livelloinferioresoloalpiccodel2013,conlacorrispondenteliquiditàstabileal43%;calano,invece,levenditedelGSE,aquota36TWh(-9,3%)(Fig.1.5.1).

22


Nel2016sullaPCE,dopo la lunga faseespansivache l’hacaratterizzatasindal suoavvio, icontrattiregistratisegnanoperlaprimavoltaunabattutad’arresto,ripiegandodalmassimostoricodel2015a342TWh(-3,5%).Ilchurn ratiopermanetuttaviasulivellitraipiùalti(2,04),atestimonianzadell’interessedeglioperatoripertalecontrattazionequalestrumentosiadicoperturadelrischiocheditrading(Tab.1.5.1,Tab.1.5.2).

NelMercatoelettricoatermine(MTE),nel2016siassisteperilsecondoannoconsecutivoalladrasticariduzionedellenegoziazioni(1TWh;-79,0%)eallatotaleassenzadiregistrazioniditransazioniO.T.C.afinidiclearing.

Il quadro normativo deiMercati del Gas gestiti dal GME ha subito, nell’ultima parte del 2016, delleimportantimodifiche strutturali. A partire, infatti, dal giorno gas 1° ottobre 2016sonoentrati invigore lanuovaDisciplinadelmercatodelgasnaturaleed ilnuovoRegolamentodellaPiattaformaperilBilanciamentodelGas(RegolamentoPB-Gas),modificatialfinediavviareilsistemadibilanciamentosecondol’assettotransitoriodicuiall’articolo2,comma2.1delladelibera312/2016/R/GAScheprevedeanchela

cessazionedell’attivitàdeiduecompartiG+1eG-1el’avviodelMercatoGasinStoccaggio(MGS)edelMercatodeiProdottiLocational(MPL).Ilnuovocontestoregolatoriohadatoun impulsopositivoaiduemercatiaprontigestitidalGME:raddoppiano gli iscritti alla fine dell’anno, pari a 158 operatori (+70 rispetto al 2015), mentreesplode il numero degli operatori attivi (+45 suMGP-gas,+42 suMI-gas) e ripartono gli scambi,salitialmassimostoricodi7,42TWh(erano1,01TWhnel2015).InsolitremesiilmercatoMP-gas,comprensivodiMGP-gaseMI-gas,siètrasformatocomplessivamentenellapiùliquidapiattaformadicontrattazionedeimercatidelgas,raccogliendoil69%degliscambicomplessivamenteregistratitraottobreedicembre.In corrispondenza della accresciuta operatività sulmercato a pronti, si osserva un ridimensionamento

Segnali negativi dalle contrattazioni a termine

Nuova fase positiva del mercato del gas a pronti

La liquidità sul MGP

23 31

79

113 105 110 93 88

130 113

123

123 113

91

69 63 42

48 40

27

25 32

52 48

46

48

45

47

39 51

50

47

40

203

197

221 233

213

199

180

179

207

186 195 63%

60%

67% 69%

68% 63%

58%

60%

72%

66% 68%

7% 9%

24%

33%

33% 35%

30% 29%

45%

40% 43%

0%

15%

30%

45%

60%

75%

0

50

100

150

200

250

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

126

41

36

203

70%

43%

2016

TWh

Operatori non istituzionali Acquisti AU (netto cip6) Vendite Gse

Vendite integrative Terna Liquidità complessiva Liquidità operatori non istituzionali

Fig. 1.5.1

23

LA SOCIETÀ | 1

dellaPB-Gasche,avalledellemodifichealregolamento,congliattualimercatiMGSeMPL,raccoglienell’ultimo trimestre del 2016 3,27 TWh, il 30% degli scambi registrati sul totale deimercati e dellepiattaformegasgestitedalGME.Relativamente,invece,alperiodogennaio-settembre2016,sullaPB-Gassonostatiscambiati36,79TWh,inaumentorispettoallostessoperiododell’annoprecedente(+7,7%);lacrescitaèstatasostenutadaivolumiscambiatidaSnamsianelcompartoG+1(+6,9%)chenelcompartoG-1(+22,8%),mentrelacomponente“extrabilanciamento”(relativasoloalprimocomparto),con9,1TWh,èrimastapressochéinvariatarispettoallostessoperiododel2015.GliscambiconclusidirettamentetraoperatorisullaPB-GasineccessorispettoaivolumirichiestiooffertidalResponsabiledelbilanciamento,hanno rappresentato il 29,7% del totale scambiato nel comparto, confermando l’importanza dellapiattaformacomestrumentodiscambio“spot”(eraoltre31%nel2015)(Tab.1.5.1,Tab.1.5.2).

Nel2016sirafforzal’interessedapartedeglioperatoriperimeccanismidiincentivazionedeiduemercatiambientaliattivi.Infatti,siaiTitolidiEfficienzaEnergeticacheleGaranzied’Originesegnano un rilancio in termini di partecipazione, con l’aumento del numero degliiscritti edegli operatori attivi ovunqueaimassimi storici, e la crescitadei volumicontrattati.I volumi scambiati di TEE salgonoa9,38milioni di tep (+7,5%), conuna crescitatrainataesclusivamentedallenegoziazionieffettuatenelmercatoorganizzatoche,con5,54milioniditep(+46,6%),fissanoilloromassimostorico.Percontro,ititoliscambiatinelRegistroTEEsegnanounanuova brusca contrazione (-22,4%) e si portano sul livello più basso degli ultimi cinque anni, pari a3,84milioniditep.Talisviluppiriflettonoprincipalmenteicambiamentinell’assettoregolatorioditalemeccanismoavviatiadottobredel2015aseguitodeiquali ilGMEhaassunto il ruolodicontropartecentraledegliscambi,annullandoconcretamenteilrischioacaricodeglioperatori,esonostateintrodottesemplificazioninegliadempimentiamministrativi-contabili.Per quanto riguarda le Garanzie d’Origine, i volumi negoziati si confermano in crescita per il quartoanno consecutivo, segnando il massimo storico a 52,80 TWh (+14,3%). Tali dinamiche riflettonoesclusivamenteglisviluppidellaPiattaformaBilaterale(PBGO)che,con52,69TWh(+14,4%),mantienelaquotadominante(99,8%).PertantorestanoresidualigliscambinelMercatodelleGaranzied’Origine(MGO), subentratonel2013alMCOFER,dove sono scambiategaranzieper soli0,11TWh (+6,6%dalminimostoricodel2015).Tuttavia,suentrambelepiattaformeemergonosegnalipositividaidatisullapartecipazionedeglioperatorisiainterminidinumerodegli iscrittiafineanno(+26suMGO,+31suPBGO)chedipartecipazioneattiva(+6operatoriconabbinamentisuMGO,+30suPBGO).Siricordainfinecheil30giugno2016,inapplicazionealledisposizionidicuialdecretodelMinisterodelloSviluppoEconomicodel6luglio2012(cd.DecretoFERelettriche)e,inparticolare,delleprevisioniadottateinattuazionedell’art.24deld.lgs.3marzo2011,n.28,intemadicessazionedelmeccanismodeicertificativerdi,ècessatal’operativitàdeisistemiedellepiattaformedinegoziazionerelativialMercatodeicertificativerdi(MCV)edallaPiattaformaperlaregistrazionedelletransazionibilateralideicertificativerdi(PBCV).Pertanto,neiprimiseimesidel2016con1,26TWhnegoziatisulmercatoorganizzato(MCV)e7,98TWhsullaPBCVsiesaurisconogliobblighi,perproduttorieimportatoridafonticonvenzionali,diimmettereenergiaattraversoilmeccanismodeicertificativerdi(Tab.1.5.1,Tab.1.5.2).

Si consolida la crescita dei volumi scambiati sui mercati ambientali

24


24

N. Operatori* 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Var. 16/15

Mercati ElettriciIPEX-iscritti 207 192 200 223 254 264 245 -19-conofferteMGP 131 137 149 159 194 208 219 +11MI 69 91 114 122 149 164 173 +9MTE 15 20 25 22 19 13 11 -2MPEG 16 +16

PCE - iscritti 205 208 259 287 317 321 321 0 - con programmi 95 103 120 125 126 117 106 -11

Mercati del GasMGAS-iscritti 20 33 42 66 71 88 158 +70-conofferteMGP 3 17 15 10 - - 45 +45MI - 7 5 4 5 15 57 +42MTGAS - - - - 0

PB-GAS-iscritti 60 65 74 86 96 107 +11-conofferteComparto G+1 59 74 73 77 75 76 +1Comparto G-1 8 45 51 51 0MGS 61 +61MPL 5 +5

P-GAS-iscritti 53 61 72 77 78 80 86 +6-conofferteImport 21 17 18 19 14 2 2 0Ex d.lgs. 130/10 13 4 - - - 0Royalties 25 25 26 12 4 5 4 -1

Mercati AmbientaliMCV**-iscritti 620 675 745 852 901 908 911 +3-conabbinamenti 173 207 235 303 322 290 215 -75

PBCV**-iscritti 969 1.082 1.177 1.381 1.466 1.509 1.509 0-conabbinamenti 603 646 622 871 851 763 570 -193

MTEE-iscritti 334 379 447 588 838 1055 1281 +226-conabbinamenti 209 235 264 328 458 609 170 +199

Registro TEE-iscritti 421 513 635 866 1.196 1.469 1.775 +306-conabbinamenti 189 206 238 298 378 402 475 +73

MGO-iscritti 180 262 291 299 325 +26-conabbinamenti 28 62 21 14 20 +6

PBGO-iscritti 219 324 359 374 405 +31-conabbinamenti 59 159 148 140 170 +30

Tab. 1.5.1

Operatori sui mercati del GME

* Il numero degli operatori iscritti si riferisce al dato calcolato al 31/12 di ogni anno.** Il numero degli operatori iscritti per l’anno 2016 si riferisce al dato calcolato al 30/06.

1.5.2 Trend operatori dei mercati GME

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LA SOCIETÀ | 1

25

Tab. 1.5.2

Volumi scambiati sui mercati del GME

TWh 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Var. 16/15

Mercati Elettrici

MGP** 313,43 318,56 311,49 298,67 289,15 281,98 287,13 289,70 +0,6%

Borsa 213,03 199,45 180,35 178,66 206,90 185,85 194,59 202,82 +3,9%

Bilaterale 100,39 119,11 131,15 120,00 82,25 96,13 92,54 86,88 -6,4%

MI/MA** 11,93 14,61 21,87 25,13 23,34 22,79 24,92 28,01 +12,1%

MI1 1,68 9,47 14,47 15,99 12,80 12,23 12,91 15,04 +16,2%

MI2 0,95 5,15 5,38 6,21 6,07 6,47 6,15 6,97 +12,9%

MI3 1,22 1,72 2,00 2,01 2,39 2,50 +1,3%

MI4 0,80 1,21 2,47 2,09 1,22 1,20 -5,7%

MI5 2,24 2,31 +9,0%

MA 9,30

MTE 0,12 6,29 33,44 54,96 41,10 32,27 5,09 1,07 -79,0%

Borsa 0,12 6,29 31,67 30,36 8,00 18,40 5,09 1,07 -79,0%

OTCclearing - - 1,77 24,60 33,10 13,87 - - -

MPEG 0,00 -

PCE* 176,35 236,48 290,82 307,61 325,50 345,72 354,47 342,14 -3,5%

Mercati del Gas

MGAS 0,00 0,16 0,17 0,02 0,10 1,01 7,42 +636,3%

MGP 0,00 0,15 0,14 0,01 - - 0,33 -

MI - 0,01 0,04 0,00 0,10 1,01 7,09 +603,1%

MTGAS - - - - -

PB-GAS 1,71 34,93 40,88 41,52 48,19 40,06 -16,9%

Comparto G+1 1,71 34,93 40,83 38,58 40,86 30,57 -25,2%

Comparto G-1 0,05 2,94 7,33 6,22 -15,1%

MGS 3,27 -

MPL

P-GAS 2,14 2,91 2,87 0,62 - - - -

Import 0,00 - - - - - - -

Ex d.lgs. 130/10 - - - - - -

Royalties 2,14 2,91 2,87 0,62 - - - -

Mercati Ambientali

CV 23,40 25,37 31,09 32,33 44,81 43,05 36,78 9,23 -74,9%

Borsa 1,84 2,58 4,13 3,81 7,57 8,20 6,95 1,26 -81,9%

Bilaterale 21,56 22,79 26,97 28,52 37,25 34,85 29,84 7,98 -73,3%

TEE (milioni di tep) 2,34 3,09 4,10 7,62 8,24 11,76 8,73 9,38 +7,5%

Borsa 0,97 0,98 1,28 2,53 2,82 3,49 3,78 5,54 +46,6%

Bilaterale 1,36 2,11 2,82 5,08 5,42 8,27 4,95 3,84 -22,4%

GO 2,22 42,63 44,48 46,18 52,80 +14,3%

Borsa 0,47 1,34 0,47 0,11 0,11 +6,6%

Bilaterale 1,75 41,29 44,01 46,08 52,69 +14,4%

* Contratti registrati su PCE per anno di negoziazione, al netto dei contratti relativi a MTE (inclusi gli OTC clearing) e a CDE.** Le variazioni rispetto all’anno precedente sono calcolate in media ordinaria per tenere conto dell’anno bisestile.

26


1.5.3 Risultati economici

Il 2016 è stato caratterizzato da un decremento delle partite passanti14 di circa 3,5miliardi di euro(-20,7%,rispettoall’annoprecedente),pereffettoprevalentementedellariduzionedeiricavipervenditaenergiasulMercatoElettrico(-3,8miliardidieuro),inconseguenzadellariduzionedeivolumiinconsegnasulMercatoElettricoaTermineedellaconsistenteriduzionedelPUN,soloparzialmentecompensatidaimaggiorivolumiintermediatisulMercatoElettricoaPronti.Aldecrementodelcontrovaloredell’energiaintermediatasulMercatoElettricoaprontieaterminesicontrapponesial’aumento–peroltre0,1miliardidieuro–deiricavipervenditadigasnaturale,derivantedaimaggiorivolumiintermediatisulmercatoapronti,sial’aumento–peroltre0,1miliardidieuro–delcontrovaloredeititolinegoziatisuimercatiperl’ambiente.Taleultimoeffettoèriconducibileinmaggiormisuraall’aumentodelnumerodiTEEnegoziatisulmercatoorganizzato,soloparzialmentecompensatodallariduzionedeivolumidiCVintermediatisulmercatoorganizzato inconseguenzadelledisposizioni introdottedalD.Lgs.3marzo2011,n.28,chehannoprevisto,apartiredall’anno2013,unagradualeriduzionedellapercentualed’obbligo,finoalsuocompletoannullamentonell’anno2015.L’ultimasessioneper lanegoziazionedeiCVsiè tenuta il28giugno2016,inconsiderazionedellacessazionedelfunzionamentodeisistemidiscambiodeiCVfissataal30giugno2016.

I ricavi a margine15 dell’esercizio 2016 sono risultati in diminuzione di 1,8 milioni di euro rispettoall’esercizioprecedente(-5,2%).Talediminuzioneèriconducibile:• per+0,3milionidieuro,all’incrementodeiricaviperiserviziresisulMercatoElettricoaprontieatermine

pereffettoquasiesclusivamentedeimaggiorivolumicomplessivamentenegoziatisutalimercati;• per -0,6milioni di euro, al decremento dei ricavi per i servizi resi sulla PCE in conseguenza

principalmentedeiridottivolumiregistratinelcorsodell’esercizio;• per-1,4milionidieuro,alladiminuzionedeiricaviperiserviziresisuiMercatiesullePiattaforme

bilateralidiscambiodeititoliambientali,derivantedallariduzionedeivolumidiCVsoloparzialmentecompensatadell’aumentodeiTEEedelleGOnegoziatirispettoalprecedenteesercizio;

• per+0,2milionidieuro,all’incrementodeiricaviperiserviziresisullaPiattaformaDataReportingavviataallafinedell’esercizio2015;

• per -0,3milionidi euro, aldecrementodegli altri ricaviamarginea seguito soprattutto i)deiminori ricavi derivanti dalla partecipazione al progetto PCR e connessi principalmenteall’adesione al progetto, nel corso del 2015, delle borse elettriche polacca (TGE) e rumena

14 Perpartitepassantisiintendonoglielementipositividiredditochetrovanoesattacorrispondenzaneglielementinegatividiredditoacuisonoriferiti.

15 Per ricaviamarginesi intendono lecomponentipositivedi redditodestinateallacoperturadeicostidigestioneealla remunerazionedelcapitaleinvestito.

26

Dati in migliaia di €

Ricavi e Costi passanti

Ricavi a margine MOL RO Utile Netto Totale

Attivo (a)Patrimonio

Netto

2015 16.780.948 34.857 18.703 11.507 7.408 77.608 22.342

2016 13.301.638 33.034 16.688 11.804 8.093 130.573 23.027

Nota:(a)iltotaleattivoèstatocalcolatoalnettodeicreditiderivantidallepartitepassanticonnesseallevenditesuidiversimercatigestiti,alCCTsugliscambidienergiaover the counter,aiproventifinanziarilegatialMarket CouplingeaimarginidigaranziaversatiaifinidellagestionedelcouplingsullefrontiereItalia-FranciaeItalia-Austria.Inoltreildatononcomprendeidepositicauzionaliversatidaglioperatori.

Tab. 1.5.3

Sintesi dei dati economici e patrimoniali del GME (anni 2015 - 2016)

27

LA SOCIETÀ | 1

27

(OPCOM)edellaconseguenteridistribuzionedeicostistoricisostenutidalleborsepartecipantialprogetto(-0,4milionidieuro),ii)dellariduzionedeiproventiderivantedalminorcorrispettivoconnessoalrinnovo,avvenutonelmesedisettembre2016aseguitodigara,dellaconvenzionestipulatatrailGMEeilproprioIstitutoTesoriere(-0,3milionidieuro),iii)dell’aumentodeiricaviversoEuropeanElectricityExchange(EEX)relativiallaconvenzioneperlalicenzad’usodelPUN(+0,1milionidieuro)nonchéiv)delrilascioacontoeconomicodeimaggiorioneristanziatiinrelazioneaduncontenziosodinaturagiuslavoristicaconclusosipositivamenteperilGME(+0,2milionidieuro).

I costi a margine comprensivi di ammortamenti, svalutazioni e accantonamenti sono risultati pari,complessivamente,aoltre21,2milionidieuro,indiminuzionedi2,1milionidieurorispettoall’esercizioprecedente.Talediminuzioneèsostanzialmenteattribuibile:• aldecremento,percirca0,3milionidieuro,deicostipermaterieprimeeperserviziinconseguenza

perlopiùdellariunificazionedellediversesediaziendali,avvenutanelcorsodel2015;• all’aumento, per 0,4milioni di euro, dei costi per il personale in conseguenza sia degli oneri

connessiadesodiincentivatisiadell’incrementodellaconsistenzamedia;• aldecremento,per2,3milionidieuro,dellavoceammortamenti,svalutazionieaccantonamenti

in conseguenza prevalentemente: i) del minor accantonamento al fondo svalutazione creditieffettuatonelcorsodell’esercizioinrelazioneadalcuneposizionicreditoriedallequali–sullabasedelleinformazionidisponibili–potrebberoemergeredelleperdite(-0,6milionidieuro)nonché ii) del minor accantonamento effettuato in relazione agli effetti derivati dai contenuti dellaDeliberazioneAEEGSI785/2016/R/eel,connessosiaallariduzionedelrisultatooperativoimputabileallaPCEsiaallaminorrivalutazionedelfondopregresso,inconseguenzadellarideterminazionedapartedell’AEEGSIdeitassidirivalutazionedellostessononchédeltassodiequaremunerazionedelcapitaleinvestito.Questiultimiinfattisonostatiaggiornatidall’AEEGSIconlaDeliberazione654/2015/R/eel(-1,6milionidieuro).

Ilmargineoperativolordoèrisultatoparia16,7milionidieuro, indiminuzionedi2,0milionidieuro(-10,8%)rispettoall’esercizioprecedente.Ilrisultatooperativoèstatoparia11,8milionidieuro,inaumentodi0,3milionidieuro(+2,6%).

Tab. 1.5.5

Principali indicatori del GME (anni 2015 - 2016)

Dati percentuali Rapporto MOL/Ricavi a margine

RapportoRO/Ricavi a margine ROI (a) ROE (b)

2015 53,7 33,0 14,8 33,2

2016 50,5 35,7 9,0 35,1

Note:(a)ilROIècalcolatocomerapportotraRisultatoOperativoeTotaleAttivo. (b)ilROEècalcolatocomerapportotraUtileNettoePatrimonioNetto.

Struttura dei costi a margine (anni 2015 - 2016)

Dati in migliaia di €

per materie prime e per servizi

per godimento di beni di terzi per il personale ammortamenti, svalutazioni

e accantonamenti oneri diversi di gestione Totale

2015 5.619 1.115 9.096 7.196 324 23.350

2016 5.329 1.155 9.535 4.884 327 21.230

Tab. 1.5.4

28


Ilrisultatodell’esercizioalnettodelleimposteèrisultatoparia8,1milionidieuroinaumentodi0,7milionidieuro(+9,2%)rispettoall’esercizioprecedente.Nelprospettoseguenteè riportata laconsistenzamedianell’annodelpersonaledipendentesuddivisapercategoriacontrattuale,nonchéquellapuntualeal31dicembre2016,confrontataconlemedesimeinformazionirelativeall’esercizioprecedente,conl’evidenzadelpersonaledistaccato.

Numero Consistenza Consistenza

media 2016 al 31.12.2016 media 2015 al 31.12.2015

Dirigenti 8,0 8 8,0 8

Quadri 30,0 30 30,7 30

Impiegati 68,4 72 64,0 64

Totale 106,4 110 102,7 102

di cui distaccati 1,0 1 2,0 2

Totale al netto dei distaccati 105,4 109 100,7 100

Tab. 1.5.6

Consistenza del personale dipendente

LA SOCIETÀ | 1

LA SOCIETÀ | A

31

L’EVOLUZIONE DEI MERCATI 2SEZIONE

2.1 I MERCATI INTERNAZIONALI ......................................................................... 32

APPROFONDIMENTO: Due anni di Market Coupling ................................ 38


2.2.1 Il mercato del giorno prima (MGP) ....................................................................... 40

2.2.2 Il mercato infragiornaliero (MI) .............................................................................. 47

2.2.3 Contrattazioni a termine (PCE e MTE) ................................................................. 55

2.3 I MERCATI DEL GAS ..................................................................................... 59

2.3.1 Il mercato a pronti del gas (MP-GAS) .......................................................... 60

2.3.2 La piattaforma di bilanciamento del gas (PB-GAS) – comparto G+1/MGS . 65

2.3.3 La piattaforma di bilanciamento del gas (PB-GAS) – comparto G-1/MPL ... 69

2.3.4 Altri mercati gas ................................................................................................. 71

2.4 I MERCATI AMBIENTALI ................................................................................. 72

2.4.1 ITitolidiEfficienzaEnergetica(TEE):mercatoorganizzato

econtrattazionibilaterali ................................................................................ 72

APPROFONDIMENTO: Nuovo Decreto TEE................................................. 78

2.4.2 LeGaranziediOrigine(GO):Mercato,PiattaformaBilaterale

e Aste del GSE ..................................................................................................... 81

2.4.3 ICertificatiVerdi(CV):MercatoePiattaformaBilaterale ..................... 85

32


2.1 I MERCATI INTERNAZIONALI

Nel 2016, in un quadro europeo in cui la crescita economica risultamodesta e nonomogeneamentedistribuita tra Paesi, i prezzi delle principali commodities energetiche segnano, salvo rare eccezioni,l’ennesimadiminuzione,aconsolidamentodellungoedintensociclorecessivoiniziatosuimercatitrail

2011 e il 2013. Infunzioneditalidinamiche,ilpetrolioeisuoiprodottiderivatiscendonoaivaloriminimidegliultimidodicianni,dopounaseriediquattroriduzioniconsecutive,mentreil gas vede le sue quotazioni dimezzarsi rispetto al picco del 2013. Arresta la sua

caduta,invece,ilcarbone,chesistabilizzasullivellodelloscorsoanno,comunqueilpiùbassodal2007.Inotticaprospetticavannotuttaviasegnalateleprimetimideindicazionidi inversionedelpluriennaletrendribassista,emersenelcorsodell’ultimotrimestredel2016che,purnellafisiologicaincertezzadiunadinamicagiovaneenonconsolidata,risultanoparzialmenteconfermatenelprimoscorciodel2017erecepitedalleaspettativeespressedaimercatiperglianniavenire.All’internodiuncontestocosì connotato, iprezzieuropeidell’energiaelettricaproseguono ladiscesaavviatanel2011,trovandonellasignificativadiminuzionedeglispreadtraPaesil’elementodinovitàdel2016.Nellospecifico,incorsod’anno,hannoagitointaledirezionel’accresciutacompetitivitàdeiparchidigenerazionegas-intensive1elatemporaneaindisponibilitàdegliimpiantinuclearifrancesi,fenomeniingradodicrearelecondizioniperfavorire,inunmercatoeuropeosincronizzatotramiteilmeccanismodel market coupling,laformazionedinuoviassettimacrozonaliextranazionalielaraccoltadiopportunitàcommerciali di import/exportsullefrontiere(Fig.2.1.1).

1 Ledinamichecontrappostedelgasedelcarboneapronoperilfuturoprospettivediswitching coal/gas.

Fig. 2.1.1

Prezzi in euro delle principali commodities energetiche

Prezzi ancora in discesa con timida ripresa a fine anno

-29,1%

-8,3%

+4,9%

-16,5%

-30,0% -20,0% -10,0% 0,0% 10,0%

Gas TTF

Power Germania

Carbone ARA

Brent

Variazione '16/'15

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

€/MWh €/bbl €/MT

Carbone ARA (€/MT) Brent (€/bbl) Gas TTF (€/MWh) Power Germania (€/MWH)

53,3

39,2

14,0

29,0

33

L’EVOLUZIONE DEI MERCATI | 2

-10,9%

-16,6%

-18,2%

-20,0% -15,0% -10,0% -5,0% 0,0%

WTI

Brent

IranianLight

Variazione '16/'15

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

$/bbl

Iranian Light WTI Brent

41,6

43,3

43,4

Iprezzi internazionalidelgreggioconfermanola lorofasediallineamentosia interminidi livellochedivariazione,convergendoalribassosui43$/bbl,conspreadreciprocisemprepiùstretti.Neldettaglio,il Brent segna una contrazione del 17%, rafforzando ulteriormente un trend giàmarcato,cheneltriennio2014-2016haportatoilriferimentoeuropeoacederecircail 60%del valore raggiuntonel periodo immediatamente precedente. La dinamicaintra-annuale mostra un andamento a due velocità, caratterizzato da quotazionistabilmentebasseemediamenteparia41,6$/bblneipriminovemesidell’anno,neiqualisiconcentralaflessionetendenzialedellacommodity(-24%sul2015),edaunamoderataripresaattornoai55$/bblnell’ultimotrimestre(+12%sul2015),livelloconfermatoancheneiprimimesidel2017(Fig.2.1.2).In linea con quanto tradizionalmente registrato, la dinamica del greggio èmutuata dai suoi prodottiderivati,icuiprezziperdonointornoal20%,portandoilgasolioel’oliocombustibileailorovaloriminimidal2005,paririspettivamentea392$/MTe209$/MT(Fig.2.1.3).

Greggio e derivati ai minimi storici

Fig. 2.1.2

Fig. 2.1.3

Prezzi spot sui principali mercati internazionali del greggio

Prezzi spot del Brent e dei principali prodotti petroliferi

-18,4%

-20,1%

-16,6%

-25,0% -15,0% -5,0%

Olio combustibile ROT

Gasolio ARA

Brent

Variazione '16/'15

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

0

20

30

10

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

$/MT $/bbl

Brent Gasolio ARA (asse dx) Olio combustibile ROT (asse dx)

43,4

392,0

209,0

34


Lieve rimbalzo del carbone

Il gas scende ancora

Fig. 2.1.5

Prezzi spot sui principali mercati del gas

Fig. 2.1.4

Prezzi spot sui principali mercati del carbone

Richards Bay (Sudafrica)

Carbone ARA

Qinhdao (Cina)

+3,2%

+3,9%

+2,5%

0,0% 1,0% 2,0% 3,0% 4,0% 5,0%

Variazione '16/'15

30

50

70

90

110

130

150

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

$/MT

Qinhdao (Cina) Richards Bay (Sudafrica) Carbone ARA

73,4

58,6 58,6

-29,1%

-27,9%

-28,2%

-28,4%

-40,0% -30,0% -20,0% -10,0% 0,0%

Variazione '16/'15

TTF (Olanda)

CEGH (Austria)

NBP (UK)

PSV (Italia)

10

15

20

25

30

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

€/MWh

PSV (Italia) NBP (UK) TTF (Olanda) CEGH (Austria)

15,9

14,4 14,0

14,9

In controtendenza rispetto agli altri combustibili analizzati, il carbone mostra su tutti i riferimentiinternazionali un apprezzamento di lieve entità (+3/4%) che, pur interrompendola lunga discesa iniziata nel 2012,mantiene le quotazioni europee e sudafricane aridosso dei livelli più bassi dell’ultimo decennio (59 $/MT). Anche sui mercati delcarbonel’inversioneditendenzasimanifestadopouninizioannodifortiribassi(-13%

tendenzialeneipriminovemesi),caratterizzandosiperunaaccelerazionepiùrepentinaedecisarispettoalpetrolionell’ultimafasedell’anno(+61%sulmedesimoperiodo2015)(Fig.2.1.4).

Laterzaforteriduzioneannualeconsecutivaportalequotazioniregistratesuiprincipalihubeuropeidelgasaconvergereattornoa14-16€/MWh(-28%subaseannuale),valoretra ipiùbassidal2005,confermandonell’ordinedei2€/MWhildifferenzialetrailPSVitalianoeilTTF.Ilcaloapparesoloparzialmentemitigatodalledinamicheinstauratesidalmesediottobre,apartiredalquale,invertendoiltrenddeimesiprecedenti,iprezzihanno

iniziatounadecisarampaascendentechelihaportatiatoccarei18-20€/MWhafineanno.Laripresa,proseguitaadinizio20172,hasubitounforterallentamentotrafebbraioemarzo,inconcomitanzaconlafinedelperiododibassetemperatureedelletensioniosservatesulparcotermicofrancese(Fig.2.1.5).

2 Agennaioiprezzisonoarrivatiatoccarei21-24€/MWhinmediamensile,raggiungendoinItaliasubasegiornalieraancheilvaloredi40€/MWh(11gennaio2017).

35


Perquantoconcerneivolumiintermediatisuglihub,siregistraunulteriorelievecalochestrutturalmenteriflettel’andamentodellenegoziazionialNBPbritannico(-3%),pesandoquesteultimeperpiùdell’80%dei volumicontinentali complessivamente scambiati. In relazioneagli altrihub di scambioeuropei, sinota,ingenerale,unminoregradodimaturità,espressosiadallivellodellequantitàmovimentate,siadaitassidicrescitaannuali.Traquesti,ilPSVitalianomostralamaggiorcrescitamediadal2008(+27%),arrivandoaregistrarenel2016scambipercirca1.000GWheraggiungendocosìilsuomassimostoricoalparidelCEGHaustriaco(Tab.2.1.1).

In uno scenario caratterizzato dalla persistente debolezza della domanda, da un calo dei costi dellagenerazione termoelettrica e dalla crescente diffusione a livello europeo dellaproduzione da fonte rinnovabile, le quotazioni delle principali piazze elettrichecontinentaliconfermanoperilquintoannoconsecutivoiltrendribassistadeiprezzi,evidenziando una spiccata convergenza delle borse storicamente caratterizzate daquotazionipiùelevatesuilivelliespressidaimercatipiùconvenientieunaprogressivaevoluzionedegliequilibritradizionalmenteosservatitraborseversolarealizzazionedinuovemacroareecontinentalidaicontornisemprepiùdefiniti.Le dinamiche seguite dai prezzi nel 2016 mostrano infatti come, all’interno di un mercato europeointerconnesso tramite meccanismi di market coupling,lasignificativariduzionedeicostidigenerazioneagasabbiaresopossibileilconcretizzarsidinuoveopportunitàcommerciali,spingendoalminimostoricoilprezzoelettricoitalianoeilsuospreadconlaFrancia(6€/MWh),conquest’ultimoperlaprimavoltainferiore all’omologo differenziale Francia/Germania (8 €/MWh). In conseguenza di ciò, si delineanoconfini interni al mercato europeo piuttosto evidenti che individuano una macrozona nord-europea,

Convergenza europea al ribasso dei prezzi dell’elettricità e nuovi scenari

Tab. 2.1.1

Volumi scambiati sui mercati del gas (GWh)

HUB

Paese Punto di scambio 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Var. 16/15

UK NBP - - - - 12.353 10.647 10.875 9.925 9.586 -3%

Belgio ZTP 506 721 724 770 742 772 747 791 759 -4%

Olanda TTF 637 804 1.122 1.598 1.979 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d.

Austria CEGH 166 253 379 435 525 393 440 478 533 11%

Italia PSV 174 261 479 641 719 731 890 838 978 17%

Totale - 1.482 2.039 2.704 3.444 16.319 12.542 12.952 12.032 11.855 -7%

Fig. 2.1.6

Prezzi spot sulle principali borse elettriche europee

Germania

Area scandinava

Slovenia

Francia

Spagna

Italia

-8,3%

+28,8%

-14,9%

-3,8%

-20,5%

-17,8%

-30,0% -10,0% 10,0% 30,0%

Variazione '16/'15

20

30

40

50

60

70

80

90

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

€/MWh

Italia Francia Germania Slovenia Spagna Area scandinava

42,8

36,7

28,9 35,6

39,7

26,9

36


formatadaGermaniaeScandinaviaecaratterizzatadallequotazionipiùbasse(27/29€/MWh)invirtùdiunparcodigenerazioneamatricefortementerinnovabile,eunamacrozonamediterraneacompostadaFrancia,SpagnaeItalia,conprezzitipicamentepiùelevati(37/43€/MWh).Interminidiandamentoannuale,ilcalodellequotazioniapparegeneralizzato,conintensitàpiùelevateinItaliaeinSpagna(-18/-20%)ediminoreentitàinFranciaeinGermania(-4/-8%).Unicaeccezioneilprezzodiriferimentoperl’areascandinava,risultatoinripresasulivellichesiconfermanotuttaviaipiùbassid’Europa(+29%).All’internodiquestotrendannuale,consolidatosinelcorsodeiprimitretrimestridel2016,ilcalodellequotazioniè risultatoparzialmentesmorzatodalnettoapprezzamento registratonelperiodoottobre-dicembre, nel quale, in particolare, le quotazioni di Italia e Francia sono salite sui 55/60 €/MWh,rispettivamente17€/MWhe30€/MWhsopralamediadeinovemesiprecedenti.Le criticità sui prezzi riscontrate a fine anno, in un periodo connotato dalla stagionale ripresa delladomanda,sonoprevalentementericonducibiliallenumeroseindisponibilitàtecnichedelparcofrancese,protrattesifinoafebbraio2017, inuncontestoresoperaltroancorapiùtesodallerigidetemperaturee dalla repentina impennatadei prezzi del gas, combustibile divenuto essenziale per la coperturadelfabbisognononsoddisfattodagliimpiantinuclearitransalpini.Intalesituazione,larispostareattivafornitadaimeccanismidiallocazioneimplicitadellacapacitàhadeterminato,nelperiodocriticoottobre2016-febbraio2017,unafrequenteenonusualeinversionediflussidienergiaedeldifferenzialediprezzotraFranciaeItalia,conlequotazionidiquest’ultimarisultatepiùbassedellecorrispondentioltrefrontieranel39%deigiorni.Taliassettiedinamichehanno,quindi,generatoopportunitàdiexportperilnostroPaese,sostenutedacentralitermoelettricheprevalentementea ciclo combinato, le cui vendite, compresse nel corso degli ultimi anni da un contesto nazionale diovercapacity,hannocontribuitoallagestionedipicchididomandaeuropei(Fig.2.1.6).Laripresadeiprezziosservatanegliultimimesidel2016,unitamentealleipotesidiswitching coal/gas derivantidaaspettativedimaggiorecrescitadelcarbone,siproiettanoconintensitàdiversesuimercatiatermine,rafforzandolapropensioneversounapiùspiccataconvergenzadellequotazionieuropee.Ineffetti,afrontediunasostanzialestabilitàprevistadaifuturesperilprezzoitaliano,particolariattesedi rialzo si osservano nell’Europa continentale, dove i prodotti calendar tedesco e francese quotanorispettivamentecirca6€/MWhe2€/MWhsopraildato2016consolidato(Fig.2.1.7).

20

30

40

50

60

70

80

90

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2017

€/MWh ITALIA spot ITALIA Cal

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2017

GERMANIA spot GERMANIA Cal

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20172016 2016 2016

FRANCIA spot FRANCIA Cal

2007

42,7

42,8

28,9 36,7

38,5 34,3

Fig. 2.1.7Prezzo spot e corrispondente quotazione del prodotto Calendar baseload3

3 NelgraficosirappresentailprezzodisettlementdelprodottoCalendarnelsuoultimogiornodicontrattazione.

37


Perquantoattieneaivolumi,infine,gliscambiregistratisulleprincipaliborseeuropeespot mostrano segnali contrastanti: l’area scandinava continua ad aumentare il movimentato,al quinto incremento consecutivo, attestandosi a 372,9 TWh (+4,3%).Complessivamente incalo lequantitàcircolatenell’area franco-tedesca,dove lasensibilediminuzionedellaGermania(234,9TWh,-11,3%)risultasoloparzialmentecompensatadall’ulterioremoderatoaumentodellaFrancia(110,7TWh,+3,8%).Siconsolidano, invece,attornoaivalori storicidi riferimento, l’Italia, salitaa203TWh (+3,9%),e laSpagna, stabile a 172 TWh. Proseguono, invece, il loro percorso verso la definitivamaturazione imercatiatermine,dovelacrescitadellecontrattazionisimuovesutassidecisamentepiùaccentuati.Inparticolare, laGermaniaporta i suoi volumi sui 2.665 TWh (+52%),mentre continuanoapassispeditilamarciaversoi500TWhsial’ItaliachelaFrancia,conincrementiindoppiacifra(+20,3%e+51,8%,rispettivamente)(Fig.2.1.8,Fig.2.1.9).

Fig. 2.1.8

Volumi scambiati sulle principali borse spot

+15,6%

0,0%

+3,9%

-11,3%

+4,3%

-20,0% -10,0% 0,0% 10,0% 20,0%

Variazione '16/'15

Francia

Spagna

Italia

Germania

Areascandinava

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

TWh

Italia Francia Spagna Germania Area scandinava

204,0

110,7

172,0

234,9

372,9

Fig. 2.1.9

Volumi scambiati sulle principali borse a termine

+51,8%

+20,3%

+184,2%

+52,6%

0,0% 50,0% 100,0% 150,0% 200,0%

Variazione '15/'16

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

TWh

Francia

453,7

2.665,1

127,9

488,6

Spagna Italia Germania (asse dx)

Francia

Italia

Spagna

Germania

Ancora in forte crescita le contrattazioni a termine

38


APPROFONDIMENTO

Due anni di Market CouplingIlsecondoannodipienaoperativitàdeimeccanismidiMarket Couplingsullefrontiereitalianesettentrionaliconferma le indicazioni emerse nel 2015, individuando, nell’allocazione tramite asta implicita dellacapacità transfrontaliera, uno strumento attraverso il qualenon certo annullare gli strutturali spread di prezzo esistenti tra Paesi limitrofi, quanto raccogliere occasioni commerciali fornite daimercati inpresenzadiparticolaricondizioniosservatesuifondamentali.Occasionicheappaiono,peraltro,semprepiùfrequentinell’attualecongiunturacaratterizzatadaunadomandaeuropeachestentaaripartireedauncalodelprezzodeicombustibilifossilicheha,progressivamente,restituitocompetitivitàaiparchitermoelettrici alimentati a gas. In tale contesto, le quotazioni europee dell’energia elettrica hannomostrato nel corso del 2016 unasignificativa quanto inusuale convergenza, in virtù della quale si è osservata la formazione di duemacroareecontinentali,quellatedesco-scandinavaequellamediterranea,conlaFranciaagiocareilruolodicuscinettointermedio4.LatendenzaallamaggioreintegrazionetraPaesisiriscontraneidati,sullabasedeiqualisievidenziaunanettadiminuzionedeicasidimassimadispersionedeiprezzi(da20,2%nel2015a8,8%nel2016),ormaisuvaloriparagonabiliaconfigurazionidimercatopiùcomplesse(laternaBelgio-Francia-GermaniainsiemeallacoppiaItalia-Slovenia,presentatasinel7,9%delleore).La situazione sopra descritta ha coinvolto in maniera diretta il mercato italiano che, interessato daunasignificativacompressionedeicostidigenerazione,havistoisuoiprezziconvergereversoi livellistoricamente inferiori espressi dalle borse limitrofe e allinearsi ad essi con frequenza crescente. Inparticolare,invirtùdiunprezzodellazonaNorditalianadipocoinferioreai43€/MWh,ildifferenzialetransfrontalierosièattestatonel2016sui6/7€/MWhconlaFranciaelaSloveniaesui13€/MWhconl’Austria,risultandonelcomplessonullooinvertitorispettivamentenel24%enel4%delleore(+8e+2p.p. rispetto al 2015). Intalecontesto, ilNordèrisultatosemprepiùfortementeaccoppiatoconlefrontiere limitrofe,comedimostrailsostanzialedimezzamentodellasuafrequenzadiisolamentodalrestod’Europa,confermandosianche nel 2016 unito prevalentemente alla Slovenia (da sola o insieme ad Austria e Francia). Insignificativoaumentoanchel’allineamentoconlaFrancia(31%delleore,+15p.p.),esplososoprattuttonelperiodoottobre-dicembre inpresenzadelle tensioni registratenelmercato transalpinopereffettodelleindisponibilitàdicapacitànucleare,eilnumerodioreincuiilNordhaformatoun’unicazonadimercatoconilrestod’Europa(24orecontrole4del2015).L’assottigliamento del gap con l’estero hamostrato, più chenel 2015, dinamiche differenti nel corsodell’anno:purconspecificitàtipicheperfrontiera,lospreadconiPaesiconfinantihatoccatoinfattiisuoivaloriminimineitrimestricentralidell’anno,quandolacombinazionedieventifavorevoli,qualiilbassocosto della generazione termica, l’alta disponibilità di energia rinnovabile e temperaturemiti, hannodi fatto favorito un contenimento delle quotazioni italiane, determinandone anche una significativafrequenza di allineamento con i riferimenti confinanti. Inmerito a tale osservazione, l’esperienza deidue anni diMarket Coupling applicato alle frontiere italiane sembra peraltro segnalare l’assenza diunaricorrenzastagionale,nontrovandotaleandamentocorrispondenzenelledinamicheintra-annualiregistrate nel 2015. Ricorrenza che, invece, sembra manifestarsi nell’analizzare l’andamento dello spread nelle 24 ore giornaliere.Mediamente,infatti,tantonel2015quantonel2016,siaildifferenzialechelafrequenzadi

4 Per approfondimenti si rimanda al par. 2.1.

39


allineamentotransfrontalierisegnalanounevidenteavvicinamentotrailprezzoitalianoequellolimitrofonellafasciaoraria13-14,conprofilipiùomenoaccentuatiasecondadellafrontiera.Fannoeccezioneilconfineaustriaco,lungoilqualeildifferenzialemedioappareancoraelevatoesostanzialmentepiattonell’arcodituttalagiornata,el’ora19allafrontierafrancese,l’unicacaratterizzatadaun’inversionedeldifferenzialeoriginatadaiprezzisuperioriagli800€/MWhrilevatiapiù riprese inFrancianell’ultimotrimestre dell’anno. All’internoditalecontesto,l’applicazionedelmeccanismodicouplinghaconsentitounagestionesempreefficientedellacapacitàditrasmissionedisponibilesullefrontiereaccoppiateepermessoalcontempodicoglierelepuntualioccasionidiexportpresentatesinelcorsodell’anno.Talefenomenoèapparsopiuttostoevidenteproprionelperiodoottobre-dicembre,quandolecriticitànelmercatofrancesehannospintoilprezzotransalpinosopraillivellodelNord(Nord:58,5€/MWh,Francia:59,8€/MWh),rovesciandol’assettoconsolidatoefavorendounnettoincrementodelleorediannullamentoe/oinversionedeldifferenzialetraiduePaesi(rispettivamente67%e13%deicasi,contro20%e1%registratomediamenteneimesiprecedenti).Inquestasituazione,purconfermandosil’Italiaimportatricedall’estero,l’allocazionetramiteastaimplicitadellacapacitàtransfrontalierahagarantitoalnostroSistemadirisultareesportatorenettoversolaFrancianellatotalitàdelleorediinversionedelprezzo,perunammontarecomplessivodi505GWh,parial87%deivolumiesportatinell’annoversotalePaese.Ibeneficidelcoupling appaiono ancora piùevidentiseanalizzatiallalucedelledinamicheosservateinSvizzera,caratterizzatadadinamichediprezzoanalogheaquellefrancesi,manonsincronizzataalrestod’Europatramitecoupling.Infatti,nelquartotrimestredel2016,inpresenzadiundifferenzialetransfrontalieromediosostanzialmentenulloediunsuotassodiinversioneparial49%,lepotenzialitàdiexportoltrefrontierasonostatesfruttatesolonel22%delleoccasioni(234oresulle1.082diinversionedelflusso),peruntotaledi105GWh.Soprattuttopereffettodelledinamicheregistratenell’ultimotrimestredell’anno,nel2016 l’Italia,purmantenendosiimportatricenettadall’estero,havistocalareilvolumedienergiaprovenientedall’esteroa39,7TWh(-17%),dicuiil47%gestitotramitecoupling5.Nonsirilevanovariazionisostanzialinellastruttura degli scambi effettuati sulla frontiera settentrionale italiana: tra le frontiere accoppiate ilmaggiorapportodienergiasièconfermatofornitodallaFrancia(14TWhcirca,l’83%deiqualiallocatotramiteasta implicita), in ragionediunATCdecisamentepiùampiorispettoaglialtriconfini,chedalcantolorocontribuisconoalnostrofabbisognonazionalepercomplessivi5,4TWh,interamenteassegnatiattraversocouplingperlaquotaparterelativaallaSlovenia.Increscitasiaillivellosialafrequenzadelleesportazioni nette, alimentati soprattutto dalla sofferenzamanifestata dal parco nucleare francese afineanno.Facendoriferimentoproprioallafrontierafrancese,quelladotatadiunapiùestesacapacitàdi interconnessione, l’Italiaèrisultataesportatricenettapercomplessivi578GWh(erano62GWhnel2015),distribuitinel9%delleoredell’anno(+8p.p.sul2015),concentrateprevalentementenelperiodoottobre-dicembre.

5 L’analisicondottaal30/9/2016,escludendocioèl’ultimotrimestredell’anno,evidenziaunsostanzialeallineamentodeiflussidiimport ailivelliregistratinel2015allamedesimascadenza(33,6TWhvs.34TWh).

40


2.2 I MERCATI DELL’ELETTRICITÀ

2.2.1 Il mercato del giorno prima (MGP) Nel2016 ilprezzodiacquistodell’energianellaborsaelettrica (PUN),conuncalodel18,2%rispetto

all’annoprecedente,scendea42,78€/MWh,illivellomedioannuopiùbassodall’avviodelmercatoorganizzato.Ladecisaflessionesi inserisce inunquadro incui,con ladomanda di energia che stenta a ripartire, si consolidano le tendenze fortementeribassistepericostideicombustibili,conilprezzodelBrent(39,16€/bbl,-16,5%)elequotazionimediedelprezzospotdelgasalPSV(15,85€/MWh,-28,4%)aiminimi

dell’ultimodecennio. Peraltro, ladinamica ribassistaè stataparzialmentemitigatadall’inatteso rialzoregistratonell’ultimotrimestredell’anno,quandoilfermodicircaunterzodellecentralinuclearifrancesidispostodall’Autoritàfrancesedivigilanzasullasicurezzadelnucleare(ASN)hafattodavolanoaiprezzielettricidelleprincipaliborseeuropee,ulterioretestimonianzadellasempremaggioreintegrazionedeimercatipromossadalcosiddettoTerzoPacchettoEnergia.Intalicondizionil’andamentodelPUN,inforteribassoneipriminovemesidell’anno(-26,4%),evidenzia,nell’ultimotrimestredell’anno,unacrescitatendenzialedel6%,ed inverte il differenziale strutturalmentepositivocon iprezzi svizzeri e francesi(-3/-4€/MWh)(Fig.2.2.1,Fig.2.2.2).

PUN ai minimi storici, in linea con la riduzione dei prezzi dei combustibili…

Andamento del PUN e delle sue determinanti6

6 IldatorelativoallaquotaFERsiriferisceallefontieolicaesolare.

-18,2%

+0,6%

-3,8%

-28,5%

-28,5%

-30,0% -20,0% -10,0% 0,0% 10,0%

Pun

Domanda TWh

Quota FER (%)

Indice PSV

ITEC 12

Variazione '16/'15

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

TWh €/MWh %

Domanda (scala dx) Pun ITEC 12 Indice PSV Quota Fer (%)

337 313 319 312

299 319 311 299

289 282 287 290

58,59

74,75 70,99

86,99

63,72 64,12

72,23 75,48

62,99

52,08

52,31

42,78 46,56

59,14

66,96 64,15

60,25

49,73

35,38

54,92

34,73

44,16

53,33 54,21 52,80

43,85 41,84

29,91

1,0% 1,2% 1,0% 3,0% 3,8% 3,8% 5,2%

11,2% 14,1% 15,9%

14,1% 13,5%

Fig. 2.2.1

41


Nel 2016 le offerte di acquisto presentate suMGP proseguono il trend al ribasso, ininterrotto negliultimi sei anni, scendendo a 301,5 TWh (-1,5%); tendenza che si riscontra anchenell’evoluzione della richiesta elettrica rilevata da Terna (310,3 TWh; -2,4%), cheazzerailrecuperoregistratonel2015,annocaratterizzatodafattoridicalendarioetemperaturaparticolarmentefavorevoli(tregiornilavorativiinpiùrispettoal2014el’ondatadicaldoestivocheavevaspintoipicchidipotenzasulivellirecord). Il calo dell’offertadiacquistosuMGPappare,però,quasiinteramenteassorbitodallacomponenteattiva(offertaconindicazionediprezzo),mentrerestapressochéinvariatalacomponenteanelastica.IvolumidienergiaelettricascambiatisuMGP,paria289,7TWh,confermanounamodestaripresa(+0,6%)esiriportanosuilivellidel2013.Meritarilevare,atalproposito,comebuonapartedell’aumentosiaattribuibileallanotevoleperformancedegliacquistiesteriche,stimolatidaifavorevolidifferenzialidiprezzoconleborseestereconfinantinell’ultimapartedell’anno,fissanoilmassimostoricoaquota7,3TWh(Tab.2.2.1).

10

15

20

25

30

35

40

45

50

20

30

40

50

60

70

80

90

100

gen

mar

m

ag

lug

set

nov

gen

mar

m

ag

lug

set

nov

gen

mar

m

ag

lug

set

nov

gen

mar

m

ag

lug

set

nov

gen

mar

m

ag

lug

set

nov

gen

mar

m

ag

lug

set

nov

gen

mar

m

ag

lug

set

nov

mar

lug

nov

gen

mag

set

mar

lug

nov

gen

mag

set

€/MWh €/MWh €/bbl

Brent € (Media mobile 9 mesi) PUN PSV (asse dx)

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Andamento mensile del PUN e del PSV

Fig. 2.2.2

...e una domanda ancora bassa, ma con esportazioni ai massimi storici

Tab. 2.2.1

Andamento dei volumi su MGP

TWh 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Variazione '16/'15

Richiesta Terna 330,5 334,6 328,2 318,5 310,5 316,9 310,3 -2,4%Offerta di acquisto 345,1 338,2 330,5 329,8 318,2 305,3 301,5 -1,5%conindicazionediprezzo 28,3 28,2 34,8 46,5 44,8 36,8 33,0 -10,5%rifiutata 26,4 26,6 31,8 40,6 36,0 18,1 11,7 -35,4%

Acquisti 318,6 311,5 298,7 289,2 282,0 287,1 289,7 0,6%%surichiestaTerna 96,4% 93,1% 91,0% 90,8% 90,8% 90,6% 93,4% 3,1%

Offerta di vendita 509,5 538,1 555,4 532,1 511,7 500,2 502,4 0,2%Vendite 318,6 311,5 298,7 289,2 282,0 287,1 289,7 0,6%aprezzozero 218,4 210,0 201,8 214,7 212,7 190,5 172,2 -9,9%

42


Offerta su MGP

-

100

200

300

400

500

600

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

TWh

Accettata-Fonti rinnovabili Accettata-Fonti non rinn. Accettata-Estero Non accettata

37,3

242,5

50,0

126,0

455,8

34,7

244,6

50,6

150,3

480,2

48,4

240,7

47,8

158,4

495,4

57,7

205,4

50,3

185,8

499,2

59,5

210,3

48,8

190,9

509,5

59,5

202,1

49,9

226,6

538,1

74,1

178,0

46,5

256,8

555,4

91,4

151,3

46,5

243,0

532,1

100,9

134,1

46,9

229,7

511,7

88,1

156,9

44,7

212,7

502,4

89,4

147,0

50,7

213,1

500,2

Vendite per fonte e tecnologiaVariazione

‘16/’15TWh 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016Fonti tradizionali 204,6 197,9 175,1 147,9 130,6 144,3 153,1 5,8%

Ciclo combinato 149,6 138,5 113,8 92,5 75,1 90,5 107,8 18,9%Carbone 24,4 29,3 32,3 26,2 25,0 23,4 21,5 -8,5%Altro 30,6 30,1 29,0 29,3 30,5 30,4 23,8 -22,0%

Fonti rinnovabili 59,5 59,5 74,1 91,4 100,9 89,4 88,1 -1,8%Idraulica 42,2 37,9 35,2 45,3 50,5 43,2 43,0 -0,7%

Idrico fluente 24,6 23,4 22,3 27,0 31,3 28,7 29,9 3,9%Idrico modulazione 17,6 14,5 12,9 18,3 19,2 14,5 13,1 -10,0%

Geotermica 5,1 5,4 5,3 5,3 5,6 5,8 5,9 0,5%Eolico 5,6 7,2 10,3 14,1 14,6 13,4 14,3 6,4%Solare e altre 6,6 9,1 23,3 26,7 30,2 27,0 25,0 -7,9%

Pompaggio 5,8 4,1 3,0 3,3 3,6 2,8 3,8 36,6%TOTALE 269,8 261,6 252,1 242,7 235,0 236,5 245,0 3,3%Estero 48,8 49,9 46,5 46,5 46,9 50,7 44,7 -12,0%TOTALE VENDITE 318,6 311,5 298,7 289,2 282,0 287,1 289,7 0,6%

Fig. 2.2.3

Tab. 2.2.2

LacrescitadegliscambisuMGP,inpresenzadiunimportnettoaiminimistorici,siètradottainunaumentodellevenditedelleunitàdiproduzionenazionali(+3,3%)copertainlargamisuradaimpiantitermoelettrici, lecuivenditetornanoasuperarelasogliadei150TWh.Conlaperduranteflessione della produzione da carbone (-6,6%nel 2015; -8,5%nel 2016) e da petrolio esuoiderivati (superioreal20%nel2016), lacrescitaè stata sostenutaprincipalmentedaimpiantiaciclocombinato(+18,9%)che,favoritaanchedallebassequotazionidellamateria

prima,sidimostrarisorsaflessibilestrategicaperfarfrontesiaallariduzionedipotenza,disponibilenelparcodi produzioned’oltralpenell’ultimaparte dell’anno, che allaflessionedelle rinnovabili.Nel 2016, infatti, laproduzionedienergiaverderegistraunnuovocaloprincipalmenteda impianti idroelettrici (-0,7%)esolari(-7,9%),penalizzatidafattoriclimaticiqualilascarsapiovositàelariduzionedellaradiazionesolare.Positiva,invece,laperformancedegliimpiantieolicichemettonoasegnoun+6,4%(Fig.2.2.3,Tab.2.2.2).

La contrazione dell’import dà un nuovo impulso alla crescita del termoelettrico

43


Lapesanteflessionedelprezzodiacquistohainteressatoinmanieraanalogaisingoligruppidioreconquotazionisceseaiminimistorici. Inparticolarenelleore di picco ilPUNèscesoa48,34€/MWh (-18,5%),evidenziando ildifferenzialecon lequotazioninelleoreabassocarico(41,03€/MWhnelfuoripiccodei lavorativi;38,55€/MWhneifestivi)piùbassodall’avviodelmercato.Ilrapportotrailprezzonelleore di picco e nelle ore fuori picco dei lavorativiscendepertantoa1,18,consolidandol’appiattimentodelprofiloorariodeiprezzievidenziatosinegliultimianni(Fig.2.2.4,Fig.2.2.7).

L’evoluzionedeiprezzidi vendita zonali conferma ledinamicheemersea livellonazionale (-17/-19%sull’annoprecedente),conquotazioniannuesceseovunqueaiminimistorici.Immutatoil ranking deilivellidiprezzo,conilSudchesiconfermasaldamentelazonadalprezzopiùbasso(40,37€/MWh)-consolidandounquadroormaimaturodiampiadiffusionedella potenza rinnovabile che vede ancora ilmeridione esportatore netto verso lealtrezonepeninsulari-elaSiciliaquelladalprezzopiùalto(47,62€/MWh).Taledifferenzialeperò,giàampiamenteridottoinvirtùdegliinterventiregolatori7introdottinel2015,conl’entratainesercizionelmaggio2016delnuovocavodiinterconnessioneSorgente–Rizziconiscendeapocopiùdi7€/MWh,maicosìbassodal2007.Ilquadromutasensibilmentenell’ultimotrimestredell’anno,quandolagiàcitatariduzionedelle importazionidall’estero incidemaggiormentesuiprezzidellezonepiùsettentrionali. IlprezzodivenditadelNord,inparticolare,nelperiodoviaggiasulivellimedi(58,50€/MWh)superioridioltre6€/MWhrispettoalprezzodellaSicilia(Fig.2.2.5,Tab.2.2.3,Tab.2.2.4).

7 DeliberazioneAEEGSI521/2014/R/Eel.

Prezzi ai minimi storici anche nei singoli gruppi di ore

Prezzi zonali convergenti ed ovunque ai minimi

-17,6%

-18,2%

-18,5%

-18,2%

-20,0% -15,0% -10,0% -5,0% 0,0%

Festivo

Fuori picco lavorativo

Picco

Baseload

Variazione '16/'15

35

45

55

65

75

85

95

105

115

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

€/MWh

Baseload Picco Fuori picco lavorativo Festivo

58,59

74,75 70,99

86,99

63,72 64,12

72,23 75,48

62,99

52,08 52,31

42,78

87,80

108,73 104,90

114,38

83,05

76,77

82,71 86,28

70,97

59,52 59,28

48,34

42,15

54,12

48,06

67,75

48,29

54,20

64,32

69,82

59,40

49,69 50,17

41,03

44,33

60,25 58,58

77,88

59,27 60,98

69,37 69,71

58,02

46,51 46,77

38,55

Pun medio annuale per gruppi di oreFig. 2.2.4

44


Nel2016lavolatilitàdelPUN(8,8%),sebbeneinlieveaumentosull’annoprecedente,siconfermaancorainlineaconivalorimedidell’ultimoquinquennio.Alivellozonale,invece,lavolatilitàsi riduce solo al Sud (-1,8 punti percentuali) ed in Sicilia (-0,5 p.p.), che, assiemealla Sardegna,negliultimiannievidenziavanoindicidivolatilitàpiùelevati.Sutali

dinamichehaprobabilmenteinfluitolariduzionedellaproduzionerinnovabileconprezziorariche,perlaprimavoltadal2012,nonsonomaiscesia0€/MWh,dandoseguitoadunfenomenogiàevidenziatol’anno precedente in cui la frequenza di azzeramento appariva ampiamente ridotta.Merita, tuttavia,rilevare come nel 2016 la diffusione della potenza rinnovabile abbia comunque favorito unmaggior

In calo la volatilità dei prezzi al Sud ed in Sicilia

Prezzi zonali medi annui su MGP

-18,5%

-17,2%

-18,3%

-18,2%

-17,3%

-19,0%

-18,2%

-20,0% -15,0% -10,0% -5,0% 0,0%

Sardegna

Sicilia

Sud

Centro Sud

Centro Nord

Nord

PUN

Variazione '16/'15

59,03

40

50

60

70

80

90

105

110

120

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

€/MWh

Nord Sud Sicilia Sardegna Pun

57,71

73,63 68,47

82,92

60,82 61,98

70,18

74,05

61,58

50,35

52,71 42,67

59,03

74,98 73,04

87,39

59,49 59,00

69,04 70,34

57,22

47,38 49,42

40,37

62,77

78,96

79,51

119,63

88,09 89,71

93,11 95,28

92,00

80,92

57,53 47,62

60,38

80,55

75,00

91,84

82,01

76,77

79,93 81,67

61,52

52,18

51,06

41,62

58,59

74,75 70,99

86,99

63,72 64,12

72,23 75,48

62,99

52,08 52,31 42,78

Fig. 2.2.5

Volumi zonali su MGP - Anno 2016

TWh Acquisti Vendite Offerta di vendita Offerta di acquisto Offerte rigettateNord 155,33 (-0,6%) 119,29 (+8,5%) 243,00 (+5,4%) 158,21 (-1,4%) 123,71 (+2,6%)Centro Nord 29,86 (+5,9%) 18,94 (+5,6%) 29,22 (-3,0%) 31,91 (+4,8%) 10,27 (-15,7%)Centro Sud 46,16 (+2,3%) 32,07 (+10,7%) 54,19 (-6,4%) 46,91 (+0,7%) 22,11 (-23,6%)Sud 25,72 (-12,3%) 50,28 (-7,9%) 73,00 (-6,6%) 26,29 (-14,0%) 22,72 (-3,4%)Sicilia 16,62 (+5,7%) 14,76 (-6,7%) 38,13 (+11,4%) 18,09 (+0,3%) 23,37 (+27,0%)Sardegna 8,75 (-1,6%) 9,64 (-2,0%) 18,66 (+3,8%) 9,29 (-4,4%) 9,03 (+10,7%)Estero 7,27 (+64,9%) 44,71 (-12,0%) 46,19 (-12,4%) 10,77 (+4,5%) 1,48 (-22,1%)Italia 289,70 (+0,6%) 289,70 (+0,6%) 502,39 (+0,2%) 301,46 (-1,5%) 212,69 (-0,5%)()Tra parentesi la variazione rispetto all’anno precedente

Tab. 2.2.3

Tab. 2.2.4

Vendite zonali per fonte e tecnologia - Anno 2016

Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia SardegnaMWh Var MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var MWh Var

Fonti tradizionali 7.940 +15,1% 848 +18,5% 2.638 +18,9% 4.184 -10,2% 1.038 -9,3% 781 -6,1%

Gas 6.004 +24,3% 763 +24,0% 1.024 +56,4% 3.069 +13,1% 923 -12,4% 526 +3,0%

Carbone 833 -18,3% 1 -57,1% 1.411 +3,1% - - - - 199 -28,9%

Altre 1.103 +5,0% 84 -14,1% 204 +4,6% 1.115 -42,8% 115 +27,4% 56 +34,2%

Fonti rinnovabili 5.240 -2,2% 1.308 -1,4% 980 -4,3% 1.540 -0,9% 643 -2,3% 316 +10,3%

Idraulica 3.566 -2,3% 352 +7,7% 409 -5,6% 376 +12,4% 140 -3,6% 49 +22,9%

Geotermica - - 671 +0,5% - - 0 - - - - -

Eolica 5 -46,1% 17 +19,3% 278 +10,5% 774 +5,3% 371 +3,2% 180 +14,8%

Solare e altre 1.669 -1,8% 269 -15,6% 293 -13,6% 391 -19,6% 132 -13,9% 87 -3,3%

Pompaggio 401 +53,7% 0 -100,0% 33 -41,1% - - 0 +194,0% 0 -65,8%

Totale 13.581 +8,5% 2.156 +5,6% 3.651 +10,7% 5.724 -7,9% 1.680 -6,7% 1.097 -2,0%

45


numerodisessionidiMGPincuisiosservanoprezzidiurniinferioriaquellinotturninellezonecentromeridionaliesulleisoleconundifferenzialediprezzointalisessioniscesoacirca5/6€/MWh(Fig.2.2.6,Fig.2.2.7,Tab.2.2.5).

Fig. 2.2.6

Volatilità dei prezzi

+0,7 p.p.

-0,5 p.p.

-1,8 p.p.

+0,7 p.p.

+05 p.p.

+0,5 p.p.

+0,3 p.p.

-3,0 -1,0 1,0 3,0

Sardegna

Sicilia

Sud

Centro Sud

Centro Nord

Nord

PUN

Variazione '16/'15

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

25,0%

30,0%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

Nord Sud Sicilia Sardegna PUN

9,2%

11,8%

13,2%

11,7%

9,1% 7,7% 8,0%

9,1%

13,1%

11,0%

7,3%

8,8% 7,7%

8,5% 8,5%

8,8%

Fig. 2.2.7

Tab. 2.2.5

Rapporto prezzo di picco/fuori picco nelle giornate lavorative

-1,9%

-3,7%

-2,5%

-2,2%

+0,3%

+1,4%

-0,3%

-4,0% -3,0% -2,0% 0,0% 1,0% 2,0%

Sardegna

Sicilia

Sud

Centro Sud

Centro Nord

Nord

PUN

Variazione '16/'15

1,25

1,05 0,99

1,10

2,08 2,01 2,18

1,69

1,72

1,42 1,29 1,24 1,19

1,20 1,18 1,18

0,9

1,1

1,3

1,5

1,7

1,9

2,1

2,3

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

Nord Sud Sicilia Sardegna PUN

-1,0%

Prezzi a zero e inversioni prezzi diurni/notturni su MGP – Anno 2016

PUN Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia Sardegna

N° ore con prezzo a zero - (0) - (0) - (15) - (15) - (19) - (15) - (29)

N° sessioni con almeno un prezzo orario a zero - (0) - (0) - (5) - (5) - (6) - (5) - (7)

N° sessioni con prezzi diurni<prezzi notturni 82 (72) 44 (51) 100 (101) 123 (114) 151 (144) 124 (119) 216 (156)

% sessioni con prezzi diurni<prezzi notturni 22,4% (19,7%) 12,0% (14,0%) 27,3% (27,7%) 33,6% (31,2%) 41,3% (39,5%) 33,9% (32,6%) 59,0% (42,7%)

Differenza media nelle sessioni con prezzi diurni<prezzi notturni. €/MWh

-3,62 (-5,95) -3,41 (-6,75) -5,61 (-6,96) -5,25 (-6,82) -4,72 (-6,43) -5,44 (-6,71) -6,07 (-5,06)

() tra parentesi i valori dell’anno precedente

46


Nel2016dagliindicatoridicompetitivitàeconcorrenzagiungonosegnalipositivi,maconqualcheeccezione.In particolare, la quota delle vendite garantite in assenza di concorrenza (IORq),progressivamenteridottasifinoal2013,parestabilizzarsisuivaloridegliultimitreannia quota7,5%. L’indicatore si confermaancora su livellimolto bassi alNord (0,7%) edecisamentepiùaltinelCentro Nord(21,9%)enelCentro Sud(25,9%);siriduceinvecenelleisole,doveregistraivaloripiùbassidall’avviodelmercato(Sardegna2,6%eSicilia

2,2%).Siconferma,invece,iltrend calante dell’Indice di Tecnologia Marginale degli impianti a ciclo combinato (ITMCcgt),cheraggiungeilvalorepiùbassodal2009(41,4%).L’indicatoresiriduce,inparticolare,nell’ultimotrimestredell’annoquando,nonostanteilnotevoleaumentodellevendite,latecnologiaaciclocombinatoèstataspintaaldisottodellafasciadimarginalitàinpresenzadiprezziesterimediamentemenocompetitiviche,comedetto,hannofavoritounlivellorecorddelleesportazioni.Ingeneralemiglioramento,infine,l’indicedi Hirschmann-Herfindahldellevendite(HHI),chesiconfermasottolaprimasogliadiconcorrenzialitàalNordeperlaprimavoltascendealdisottodiessaalSud.Isegnaliincoraggiantidall’indiceHHItrovanoriscontroanchenegliindicatoridiconcentrazioneCR3eCR5che,dopolaripresaregistratanel2015,tornanoaridursiaggiornandoiminimistoricirispettivamenteaquota43,2%e56,3%.L’unica nota negativa si rileva nella concorrenza almargine, come segnalato dall’Indice di OperatoreMarginale (IOM) del principale price-maker, che guadagna ben 6 punti percentuali su base annua,portandosia26,5%,livellopiùaltodegliultimisetteanni(Fig.2.2.8;Tab.2.2.6).

Calo della concentrazione del mercato ma minore concorrenza al margine

Indicatore Totale Nord Centro Nord Centro Sud Sud Sicilia SardegnaHHI Offerte 1.771 (1.882) 3.026 (3.459) 3.698 (4.177) 1.594 (1.714) 2.645 (2.548) 2.958 (3.273)

HHI Vendite 1.190 (1.294) 2.750 (2.693) 2.962 (3.359) 1.442 (1.851) 1.819 (2.046) 4.658 (4.515)

CR3 43,2% (47,1%) 47,6% (50,3%) 78,6% (76,5%) 67,0% (76,8%) 51,6% (64,2%) 55,4% (58,6%) 82,7% (83,4%)

CR5 56,3% (58,9%) 65,8% (66,0%) 85,0% (86,5%) 77,7% (82,5%) 69,1% (77,0%) 72,5% (79,0%) 91,8% (91,8%)

IOR Quantità 7,5% (7,1%) 0,7% (0,5%) 21,9% (22,2%) 25,9% (22,4%) 8,9% (7,7%) 2,2% (5,5%) 2,6% (6,0%)

IOM 1° Oper 26,5% (19,8%) 19,5% (13,5%) 27,3% (19,8%) 29,8% (20,9%) 32,7% (22,3%) 52,4% (63,0%) 29,8% (23,5%)

ITM Ccgt 41,4% (51,0%) 37,1% (50,8%) 43,5% (48,7%) 44,5% (49,4%) 44,3% (50,8%) 63,0% (69,7%) 43,8% (46,1%)

() tra parentesi i valori riferiti allo stesso mese dell’anno precedente

Indici di concentrazione su MGP - Anno 2016

Indicatori di competitività

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

IOR Qta IOM ITM CCGT CR3 CR5

7,5%

26,5%

41,4%

43,2%

56,3%

Fig. 2.2.8

Tab. 2.2.6

47


2.2.2 Il mercato infragiornaliero (MI)

Nel2016iprezzidiacquistodelMercatoInfragiornaliero(MI)segnanodecisiribassisull’annoprecedente(-18/-19%)eriprendonoiltrenddiscendenteiniziatonel2013(parzialmenteinterrottonel2015),collocandosiaiminimistoriciintuttelesessioni.Iprezzidelleprimeduesessionisiattestanopocosoprai42€/MWh,mentrequellidiMI3eMI4siportanoattornoai44€/MWh;ilprezzodiMI5siconfermasullivellopiùalto(47,42€/MWh).VatuttaviaconsideratochesoloiprezzidiMI1edMI2,alparidiMGP,siriferisconoatuttele24oredellagiornata,mentreiprezzidiMI3,MI4edMI5soloadunnumerolimitato(rispettivamenteleultime16,12e8ore).Ildifferenzialetralasessioneconilprezzopiùaltoequellaconilprezzopiùbasso,nel2016,fissaunminimostoricopocosoprai5€/MWh(Fig.2.2.9).L’analisidelprofilomedioorariogiornalierodeiprezzidiMI (inclusividi tutte lesessioni)evidenzia ilclassicoandamentoa“gobbadicammello”,conlivellipiùbassinelleprimeoredellagiornata,unapuntamattutinaalleore9(adeccezionedel2011),unminimorelativodelleore14,unapuntaseraledelleore20piùaltadiquellamattutina.L’evoluzionestoricadellacurvadeiprezzirivela,inoltre,unaprogressivatraslazione verso il basso dei livelli (che conferma il 2016 come anno record) ed una riduzione dellavariabilitàinfragiornalieraparticolarmenteevidentenell’ultimotriennio (Fig.2.2.10).Nel confronto con i prezzi di acquisto diMGP (PUN), con cui si confermano strettamente correlati, iprezzidellecinquesessionidiMIrisultano,aparitàdiore,sempreinferiori;loscartonegativoapparepiùsignificativosuMI4(-3,9%)emenoimportantesuMI5(-0,9%).

-18,2%

-18,6%

-18,2%

-18,5%

-17,5%

-18,5%

-19% -18% -17% -16%

PUN

MI5

MI4

MI3

MI2

MI1

Variazione '16/'15

50,00

55,00

60,00

65,00

70,00

75,00

80,00

85,00

90,00

55,25

62,22

69,03 72,60

62,15

52,13

51,54

42,01

56,78 62,06

68,76 71,90

61,08

51,03 51,15

42,19

74,64

79,16

64,97

53,45 54,55

44,45

77,76

85,38

71,11

59,46

53,36

43,64

58,24

47,42

58,55

72,72

65,01

83,37

62,73

58,59

74,75

70,99

86,99

63,72 64,12

72,23

75,48

62,99

52,08 52,31

42,78

2005 2006 2007 2008 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 2015** 2016

MI1 MI2 MI3 MI4 MI5 MA MGP

€/MWh

* I dati relativi ad MI1 ed MI2 si riferiscono agli ultimi due mesi dell'anno** Avvio del nuovo mercato MI5 a partire a febbraio

Prezzo di acquisto: evoluzione annuale

Fig. 2.2.9

Prezzi sempre più allineati e tutti ai minimi storici

48


NellesingolesessionidiMI,ilcalodeiprezzirispettoall’annoprecedentenonhasempreottenutoeffetticalmierantisugliindicidivolatilità.InMI1,conunincrementodi2,1puntipercentuali,lavolatilitàsalea12,1%(massimodal2011),esiallineaaquelladiMI2(12,7%)(Fig.2.2.11).Piùcontenutelevariazionidellavolatilitàdeiprezzinellealtresessioni.Come

suMGP, l’aumentodellavolatilitàsuMIapparecollegatoalletensionisuiprezzinegliultimitremesidell’annoconseguentialfermodialcunecentralidelparconuclearefrancese.

Prezzo di acquisto: profilo medio orario giornaliero

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

€/MWh

2016 2015 2014 2013 2012 2011

Fig. 2.2.10

In aumento la volatilità dei prezzi nelle sessioni

Volatilità del prezzo di acquisto: evoluzione annuale

0,0 1,0 2,0 3,0

PUN

MI5

MI4

MI3

MI2

MI1

Variazione '16/'15

+0,3 p.p.

+1,2 p.p.

+1,3 p.p.

+0,4 p.p.

+0,1 p.p.

+2,1 p.p.

* I dati relativi ad MI1 ed MI2 si riferiscono agli ultimi due mesi dell'anno** Avvio del nuovo mercato MI5 a partire a febbraio

14,5% 14,1%

8,4%

8,0%

8,6% 9,3%

10,0%

12,1%

13,6%

15,7%

10,8% 10,7% 10,2%

11,5%

12,6% 12,7%

17,1%

14,8% 14,5%

13,8%

16,4% 16,8%

18,3%

19,5%

16,5%

15,3%

19,0%

20,2% 19,2% 20,4%

16,5%

13,5%

17,8% 16,9%

15,5%

9,1%

7,7% 8,0%

9,1%

13,1%

11,0%

7,3%

8,8%

7,7% 8,5% 8,5%

8,8%

6,0%

9,0%

12,0%

15,0%

18,0%

21,0%

2005 2006 2007 2008 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 2015** 2016

MI1 MI2 MI3 MI4 MI5 MA MGP

Fig. 2.2.11

49


Alivellozonale,iprezzidiMIsegnanointuttelesessioniconsistentiediffusiribassirispettoall’annoprecedente,collocandosisuilivellipiùbassinelleprimeepiùaltinellesuccessive,maovunqueaiminimistorici.Ilgeneraledeprezzamentohadecretato,intuttiimercati,il Sud comezonadaiprezzipiùbassi,unicaascenderesottolasogliadei40€/MWhsuMI1eMI2,elaSiciliacomequelladaiprezzisignificativamentepiùaltirispettoalle altre zone. Tuttavia, tale spread, giàdrasticamente ridimensionatosinel2015,scendenelleprimequattrosessioni(7/8€/MWh),mentresalelievementesuMI5(10€/MWh).SempreinSicilia, nel2016,sisonoregistratiinalcunigiornipicchidiprezzoorariparia3.000€/MWhsiasuMI1chesuMI5,determinatidalraggiungimentodellivelloVENF(cioèquandol’offertainternadellazonadimercatorisultanonsufficienteasoddisfareladomandaanelastica).Nellealtrezone,invece,incuinonsisonomaiverificaticasisimili,ilprezzoorariomassimoraggiuntoèstatoparia200€/MWh(Fig.2.2.12).

Prezzi zonali più convergenti e ovunque ai minimi storici

Prezzi zonali nelle sessioni di MI

* I dati relativi ad MI1 ed MI2 si riferiscono agli ultimi due mesi dell'anno** Avvio del nuovo mercato MI5 a partire da febbraio

88,64 84,79

90,16 96,96

91,28

79,75

56,31

47,59

61,74

77,66 80,16 79,43

61,14

51,96

50,45

41,05

53,28

59,96

67,97 71,70

60,79

49,97

52,19

42,34 51,60 57,37

67,42 68,02

56,93

47,22 49,04

39,60 30

40

50

60

70

80

90

100

2009* 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MI1

84,20

102,27 102,63

91,50

60,44 49,40

81,30

84,41

66,78

55,56

53,20 43,76

73,38 77,52

64,51

52,99 55,81

45,42

72,43 74,40

60,85

49,91 51,18

41,69 30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MI3

84,46 81,89 80,02

94,04 91,39

82,97

55,57

46,75

61,45

74,09 78,67

78,01

60,77

52,32 50,20

41,32

55,39 59,79

67,94 71,28

60,44

49,98

51,99

42,21

53,72 57,06

66,76 67,54

56,54

47,33 48,75

39,91

30

40

50

60

70

80

90

100

2009* 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MI2

88,28

116,10 118,34

113,53

64,00 49,43

87,03

95,37

75,92

66,00

52,97

43,09

75,52

83,39

69,53

56,12 54,50 44,48

75,61 82,38

68,91 57,33

51,31 41,31

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MI4

Nord Sud Sicilia Sardegna

66,48

56,18 58,86

47,76 57,64

46,13 56,79

46,45 30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015** 2016

MI5

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

€/MWh

Fig. 2.2.12

50


I volumi di energia complessivamente scambiati su MI, dopo la spinta positiva riscossa nel 2015dall’introduzionediunanuovasessione(+9,3%sul2014),nel2016mettonoasegnounanuovacrescitadioltreil12%,raggiungendoilmassimostoricodi28,0TWh(Tab.2.2.7; Fig. 2.2.13). Tale trend ascendente comprova l’interessamentodegli operatoripertalepiattaforma,nonsolocomemezzodiaggiustamentodellaprogrammazione

ma anche come importante strumento di trading che permette di rispondere più tempestivamentealle esigenze dimercato. La ripresa tendenziale interessa i volumi scambiati nelle prime tre sessioni,inparticolareMI1 (15,0TWh;+16,2%)eMI2 (7,0TWh;+12,9%),chesalgonotutti sui livellipiùaltidi sempre; incalo, invece,gli scambisuMI4 (-5,7%)eMI5 (-9,0%).L’analisidelprofilomedioorariogiornalierodei volumi scambiati, inclusivodi tutte le sessioni,mostraunacrescitacostanteagradinilungol’arcodelle24ore,cheraggiungeiltoptraleore17eleore20/21,perpoidecadererapidamente.Lacurvadeivolumimedioraridel2016evidenziaunacrescitasull’annoprecedentedistribuitasututtol’arcogiornaliero,piùintensaperònelleprimeore(circail25%nelleprime6),adimostrazionedelruolodecisivodeiprimiduemercatiedelloropesonellosviluppodiMIcomestrumentoditrading(Fig.2.2.14).

Volumi scambiati ai massimi storici…

Volumi scambiati


0

3

6

9

12

15

18

21

24

30

27

2005 2006 2007 2008 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 20162015**

TWh

MA MI1 MI2 MI3 MI4 MI5

10,5 9,9

12,7 11,7 11,9

14,6

21,9

25,1

23,3 22,8

28,0

24,9

Fig. 2.2.13

51


Volumi zonali

2011 2012 2013 2014 2015 2016TWh Vendite Acquisti Vendite Acquisti Vendite Acquisti Vendite Acquisti Vendite Acquisti Vendite Acquisti

Nord 13,2 12,4 15,4 14,4 10,9 10,7 10,5 11,2 12,0 11,7 13,2 (+10,4%) 12,5 (+7,2%)Centro Nord 1,3 1,3 0,7 1,6 0,9 1,3 1,2 1,4 1,1 2,2 1,4 (+27,1%) 2,4 (+13,6%)CentroSud 1,8 2,1 2,6 2,6 3,1 3,0 3,0 2,3 3,4 3,1 3,4 (-0,4%) 3,6 (+14,0%)Sud 3,0 3,9 3,9 3,7 5,3 4,6 4,5 4,3 5,0 5,0 6,4 (+27,1%) 5,7 (+15,3%)Sicilia 1,8 1,0 1,5 1,3 1,6 1,4 1,9 1,8 1,6 1,4 1,6 (+0,7%) 1,4 (-1,5%)Sardegna 0,5 0,6 0,3 0,5 0,4 0,9 0,5 1,0 0,8 0,6 0,6 (-23,4%) 0,7 (+23,1%)

Italia 21,7 21,2 24,4 24,3 22,2 22,0 21,6 22,0 23,8 23,9 26,5 (+11,4%) 26,4 (+10,2%)Estero 0,2 0,6 0,7 0,9 1,2 1,3 1,2 0,8 1,1 1,0 1,5 (+33,8%) 1,6 (+67,4%)Totale 21,9 21,9 25,1 25,1 23,3 23,3 22,8 22,8 24,9 24,9 28,0 (+12,4%) 28,0 (+12,4%)()Tra parentesi le variazioni rispetto all’anno precedente

Volumi: profilo medio orario giornaliero

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

60.000

65.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MWh

2016 2015 2014 2013 2012 2011

Fig. 2.2.14

ComplessivamentesuicinquemercatidiMI,ilquadronazionalemostrasiavenditecheacquistiinnettacrescitasul2015(rispettivamente+11,4%e+10,2%)edentrambiaimassimistorici,paria26,5TWhleprimee26,4TWhisecondi.L’aumentoappareconcentratoneiprimicinquemesidel2016(intornoal+23%suambedueilati),incorrispondenzadilivellidiprezzoaiminimistoricisiasuMGPchesuMI,enegliultimiduemesidell’anno(+18%circa),inconcomitanzadellesuddettecriticitàsuimercatieuropei.Ivolumiscambiatiregistranounsostanzialeincrementonellezonepeninsulari,dovesiagliacquistichelevenditesicollocanosuilivellimassimidegliultimiquattroanni.Nelleisole,invece,sirilevanoandamentidiscordanti:laSicilia presenta modestevariazioni,mentrelaSardegnaneesibiscedirilevantimadisegnoopposto(vendite:-23,4%;acquisti:+23,1%).IlsaldotravenditeeacquistirisultapositivoalNord ed al Sud(ambeduecon+0,7TWh)edinSicilia(+0,1TWh),disegnooppostonellealtrezone.Alivellonazionale,incontrotendenzarispettoaidueanniprecedenti,ilsaldoammontaa+0,1TWh,conladifferenzaassorbitadagliscambisullezoneestereche,nel2016,siportanoaimassimistorici,paria1,5TWhlatovendite(+33,8%)ed1,6TWhlatoacquisto(+67,4%)(Tab.2.2.7).

… sostenuti dalle zone peninsulari…

Tab. 2.2.7

52


L’analisidegliscambipertipologiad’impiantorivelaunsignificativoincrementodeivolumiregistrati,siainvenditacheinacquisto,dagliimpiantiafonterinnovabile(rispettivamente+26,9%e +28,4%), ambedue aimassimi storici. Tale aumento, supportato dagli impianti afonteidraulicaedeolica(entrambisulivellirecord),spingelaquotadellerinnovabilisul totale nazionale al 22,1% (+2,7 punti percentuali sul 2015) lato vendita ed al

25,9%(+3,7p.p.)latoacquisto.Rilevanteanchelaperformancedellevenditedaimpiantitermoelettrici(14,9TWh;+10,1%),inparticolaredegliimpiantiagas(+7,7%),cherappresentanoil43,1%deltotalevenduto(-1,5p.p.sul2015),edeglialtriimpiantitermici(+133,9%);incalo,invece,levenditedaimpiantiacarbone(-43,6%),chevedonolapropriaquotascendereal4,0%(-4,0p.p.).Ancorainflessione,invece,gliacquistidegliimpiantitermoelettrici(8,5TWh;-1,8%)aiminimidal2010,conunaquotasultotaleacquistato pari a 32,3% (-3,9 p.p.); determinante il calo degli impianti a gas (-15,1%), che scontal’incremento messo a segno dalle altre fonti. In crescita anche gli scambi degli impianti a pompaggio (+17,1%invendita,+150,1%inacquisto).Complessivamente,ivolumiscambiatisuMIdaititolaridipuntiinimmissionehannorappresentatolaquotaprevalentesuentrambiilati,paririspettivamenteall’86%deltotaleimmesso(vendite)edal68%delprelevato(acquisti).IvolumimovimentatisuMIdaititolaridipuntidiprelievo(tipicamentegrossistie traders),invece,dopounlungotrendcrescente,segnanounanettadiminuzionesialatovendite,con3,8TWh(-4,5%),sialatoacquisti,con8,3TWh(-6,2%dalmassimostoricodel2015),edunaquotadel14%deltotaleimmessoe32%deltotaleprelevato,entrambeincalo(rispettivamente-2,4p.p.e-5,5p.p.) (Tab. 2.2.8).

L’esamedelsaldovendite/acquistisuMI,nel2016,evidenziavaloripositiviesclusivamentepergliimpiantiafontetermoelettricatradizionalecon+732MWhmediorari,nuovomassimostorico.Segnonegativo,invece,pergliimpiantiafonterinnovabile(-111MWh),perlezoneestere(-16MWhmediorari)e,comenonaccadevadal2005,ancheperipompaggi(-87MWhmediorari).Comeatteso,ancheperigrossistigliacquisti superano levenditeconunsaldoattestatosia-517MWh, in lineacon i livellideglianniprecedenti(Fig.2.2.15).L’attività degli operatori nelle cinque sessioni di MI ha determinato un aumento dei programmi inimmissioneinesitoadMGPdell’1,9%,percentualeinlineaconiltrenddegliultimianni(Fig.2.2.16).

…ed in particolare dagli impianti a fonte rinnovabile

2011 2012 2013 2014 2015 2016TWh Vendite Acquisti Vendite Acquisti Vendite Acquisti Vendite Acquisti Vendite Acquisti Vendite Acquisti

Termoelettrico 15,5 13,8 18,7 13,6 15,2 10,9 12,4 9,3 13,6 8,7 14,9 (+10,1%) 8,5 (-1,8%)Gas 12,8 8,1 15,9 9,1 12,2 7,0 10,0 5,2 10,6 5,6 11,4 (+7,7%) 4,8 (-15,1%)Carbone 1,3 2,1 1,2 1,7 1,5 1,4 1,1 1,6 1,9 0,7 1,1 (-43,6%) 0,8 (+11,3%)Altro termico 1,5 3,6 1,6 2,8 1,5 2,6 1,3 2,5 1,0 2,4 2,4 (+133,9%) 3,0 (+26,1%)

Fonti rinnovabili 2,9 1,4 2,4 1,5 3,3 2,6 3,8 2,8 4,6 5,3 5,9 (+26,9%) 6,8 (+28,4%)Geotermico - 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 (-67,9%) 0,0 (-74,3%)Idroelettriconaturale 2,9 1,4 2,4 1,4 2,7 2,0 2,9 2,1 3,5 3,8 4,3 (+20,8%) 4,6 (+20,4%)Eolico 0,0 0,0 0,0 0,1 0,6 0,6 0,8 0,7 1,0 1,3 1,5 (+52,7%) 2,2 (+61,6%)Solare e altro - 0,0 - - 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,0 (-9,6%) 0,1 (-53,4%)

Pompaggio 2,9 2,8 2,5 2,3 1,7 1,6 2,0 1,4 1,7 1,1 1,9 (+17,1%) 2,7 (+150,1%)Consumatori 0,4 3,2 0,7 6,9 1,9 6,8 3,3 8,4 4,0 8,9 3,8 (-4,5%) 8,3 (-6,2%)Totale nazionale 21,7 21,2 24,4 24,3 22,2 22,0 21,6 22,0 23,8 23,9 26,5 (+11,4%) 26,4 (+10,2%)()Tra parentesi le variazioni rispetto all’anno precedente

Acquisti e vendite per fonte

Tab. 2.2.8

53


Saldo vendite/acquisti per tipologia di impianto. Media oraria

193

-145 -191

-138 -100

-23

196

581

491

354

558

-65 -50 -32

49 77 90

169 108

83 113

-89 -127

218 242

104 87

13 1 28

12 73 53

-48 -57

-318

-698

-565 -583 -541

-23 -19 -15 -16 -24 -49

-19 -22

44 18

732

-111-87

-517

-16

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

MWh

Tradizionale Rinnovabile Pompaggio Grossisti Estero

Fig. 2.2.15

Fig. 2.2.16

Vendite e acquisti dei grossisti e variazione dei programmi in immissione a valle del MI

0,5 0,6

3,2

6,9 6,8

8,4 8,1

0,1 0,1 0,4

0,7

1,9

3,3 3,4

8,3

3,8

0,0%

0,4%

0,8%

1,2%

1,6%

2,0%

2,4%

2,8%

0,0

1,5

3,0

4,5

6,0

7,5

9,0

10,5

2005 2006 2007 2008 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

TWh

Acquisti Vendite Variazione dei programmi in immissione a valle di MI (scala dx)

Mercato aperto ai soli produttori

01/01/09 Apertura del

mercato ai grossisti

01/11/09 Avvio di

MI1 ed MI2

01/01/11 Avvio di

MI3 ed MI4

11/02/15 Avvio di MI5

54


Nel2016sirilevainfineunpeggioramentodellaconcorrenzialitànelleprimeduesessioni,lepiùliquidediMI,edunmiglioramento,viceversa,nelleultimetre.Infatti,laquotapercentualedivolumiscambiatidetenutadaiprimitreoperatori(CR3)saledallatoacquistoa42,6%suMI1(+10,3p.p.)eda26,1%(+2,8p.p.)suMI2;sullatovenditalostessoindicatoresuMI1balzaal61,8%(+10,6p.p.)mentresuMI2rimanepressochéinvariato.Sviluppi

positivi,invece,pergliindiciCR3nellealtresessioni,tutteaiminimistorici.IlCR3latovenditediMGP,paria43,2%,sicollocasuunlivellointermediorispettoalCR3dellesessionidiMI(Fig.2.2.17).

Agiugno2016èstatoavviatoilprogettodicouplingsullafrontieraslovenaperlesessioniMI2eMI5.Attraverso tale meccanismo è stato allocato complessivamente sulle due suddettesessioniunvolumeparia105GWhlatoacquistoe64GWhlatovendite.

Si riduce la concorrenzialità sui primi due mercati

Avvio coupling Italia-Slovenia

CR3


ACQUISTI VENDITE

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2005 2006 2007 2008 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 20162015**

MI1 MI2 MI3

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2005 2006 2007 2008 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 20162015**

MI4 MI5 MA MGP

84,9% 85,6%

64,8%

48,5% 41,5%

38,5%

32,3%

42,6%

83,1% 84,5% 74,5%

59,3%

46,9% 40,8%

23,3% 26,1%

56,1% 50,1%

41,1% 31,0% 33,7%

27,2%

56,5%

42,5%

56,4%

40,6% 40,6%

33,6%

92,7% 96,0% 95,1%

91,9%

85,4%

37,2%

27,9%

88,1% 87,3%

82,1% 78,2%

60,8%

52,6% 51,2%

61,8%

84,6% 84,2% 79,2% 70,3%

55,8%

47,1%

36,4%

35,2%

66,1% 60,0%

53,3%

45,2% 41,6% 35,1%

69,8%

57,8%

62,5%

48,5%

54,1%

47,8%

42,4%

34,5%

94,8% 95,9% 94,9% 93,0% 89,1%

57,7% 55,7% 52,7% 53,0% 52,2% 52,2%

49,2% 49,8% 49,6% 44,7%

47,1% 43,2%

Fig. 2.2.17

55


2.2.3 Contrattazioni a termine (PCE e MTE)

NellaPiattaformaContiEnergiaatermine(PCE)letransazioniregistrate,conconsegna/ritironell’anno2016,confermanoerafforzanol’inversioneditendenzaevidenziatal’annoprecedentee,conunaflessionedell’8,4%,siportanosullivellopiùbassodegliultimiquattroanniparia350,5TWh(Fig.2.2.18).

Nel2016letransazioniderivantidacontratticonclusisulMercatodell’energiaelettricaaTermine(MTE)crollanoa4,5TWh(-84,8%)8,conunaquotasultotaledelleregistrazioniscesaall’1,3%(era12,4%alsuomassimostoriconel2013).Inoltre,perlaprimavoltadall’avviodellapiattaforma,ancheletransazionioriginatedacontratticonclusidaglioperatorialdi fuoridelmercatoorganizzato (contrattibilaterali)segnanounaflessione, portandosi a345,9 TWh (-1,9%). I contratti piùutilizzati dagli operatori sonostati ancora i non standard,chehannorappresentatoil67,0%deltotalescambiato,attestandosia234,7TWh,pressochéinlineaconl’annoprecedente(+0,2%).Siriducono,invece,ivolumiregistratiutilizzandocontratti standard (-6,1%), tra i quali quelli con tipologia baseload risultano ancora i preferiti daglioperatori(100,8TWh;-2,3%).NessunatransazioneèstatainveceregistratasullapiattaformaConsegnaDerivatiEnergia(CDE),cosìcomeneicinqueanniprecedenti(Tab.2.2.9).

8 IldatosiriferisceaivolumiscambiatisuMTEconconsegnanel2016.

Prosegue e si rafforza il calo dei volumi contrattati

Transazioni registrate, posizione netta e turnover

* Dati a partire da maggio 2007

96,7

152,4 173,0

236,2

296,1

345,9 370,6

383,8 381,4

82,2

122,8 132,1 153,8

187,0 193,7 197,1

208,7

184,0

1,18

1,24

1,31

1,54

1,58

1,79

1,88 1,84

2,07

1,16

1,28

1,40

1,52

1,64

1,76

1,88

2,00

2,12

0

50

100

150

200

250

300

350

400 TWh

2005 2006 2007* 2008 2009 2010 2011 2013 2012

PCE Bilaterali MTE Posizione netta Turnover (scala dx)

12,4% 10,3%

2,7% 0,5%

2014

10,3% 7,8%

350,5

208,7

172,0

2,04

1,3%

2016 2015

Fig. 2.2.18

56


Anche la posizione netta dei conti energia, determinata dal complesso delle transazioni registrate,confermaerafforzal’inversioneditendenzaevidenziatanel2015,scendendoa172,2TWh(-6,7%),livellopiùbassodegliultimiseianni.Pertanto, il turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, pur ripiegandolievementedalmassimostoricodel2015a2,04(-0,03),siconfermasualtilivelli(Fig.2.2.16).

Lafasecalanteinvesteancheigiàcontenutiprogrammifisiciregistratineicontienergiainimmissione,chescendonoa86,9milionidiMWh(-6,4%sul2015),manonrisparmianeancheiprogrammiregistratineicontienergiainprelievo,portatisiaquota134,9TWh(-6,3%),ai minimi dal 2011.

Continua la flessione degli sbilanciamenti a programma

Profilo delle transazioni registrate e programmi

TRANSAZIONI REGISTRATE PROGRAMMI

Profilo MWh Variazione Struttura Immissione Prelievo

Baseload 100.783.972 -2,3% 28,8% MWh Variazione Struttura MWh Variazione Struttura

Off Peak 4.560.224 -44,9% 1,3% Richiesti 110.075.756 3,1% 100,0% 135.028.050 -6,2% 100,0%

Peak 5.935.791 -16,2% 1,7% di cui con indicazione di prezzo 50.420.217 36,9% 45,8% 25.885 19132,4% 0,0%

Week-end - -100,0% 0,0%

Totale Standard 111.279.988 -6,1% 31,8% Registrati 86.876.007 -6,4% 78,9% 134.895.133 -6,3% 99,9%

Totale Non standard 234.661.498 0,2% 67,0% di cui con indicazione di prezzo 27.325.309 19,4% 24,8% 24.583 18165,0% 0,0%

PCE bilaterali 345.941.485 -1,9% 98,7%

MTE 4.532.268 -84,8% 1,3% Rifiutati 23.199.749 65,8% 21,1% 132.918 9035,5% 0,1%

CDE 2.485 - 0,0% di cui con indicazione di prezzo 23.094.908 65,6% 21,0% 1.302 - 0,0%

CDE - - 0,0%

Totale 350.476.238 -8,4% 100,0% Sbilanciamento a programma 85.313.912 -7,0% 37.294.787 -8,0%

Posizione netta 172.189.919 -6,7% Saldo programmi - - 48.019.126 -6,2%

Tab. 2.2.9

Fig. 2.2.19

Programmi fisici registrati e sbilanciamenti a programma


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

2005 2006 2007* 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

TWh

Sbilanciamento in immissione Sbilanciamento in prelievo Programmi in immissione Programmi in prelievo

78,6

112,3 105,7 119,3

131,6

120,0 82,3

96,1 92,5

70,2

104,4 101,5 129,5

149,2 147,4

156,9 162,6

143,6 3,6

10,5 26,4

34,5

55,4 73,7

114,8 112,6

91,5

12,0

18,4 30,6

24,3

37,8 46,3 40,1

46,1

40,4

86,9

134,9

85,3

37,3

57


Intalecontestoprosegueanchelariduzionedellosbilanciamentoaprogrammacomplessivoche,sebbenesiconfermiancoraunutilestrumentodiflessibilitàperglioperatori,evidenziaunaminorenecessitàdiriprogrammarenel breve termine impegni bilaterali contratti nelmedio-lungo termine. In particolare,lo sbilanciamento sul lato immissione, storicamente il piùutilizzatodaglioperatori, segnaunanuovaflessione(-6,4%)e,dandoseguitoadunatendenzadiprogressivariduzioneavviatanel2014,raggiungeilvalorepiùbassodegliultimiquattroannia85,3TWh(Fig.2.2.19).Incaloancheglisbilanciamentisullatoprelievo,chesiportanoa37,3TWh(-8,0%),minimodal2011,edilsaldotraprogrammiinimmissione/prelievo,compensatodallevenditedelmercatoorganizzato(48,0TWh;-6,2%).Ilminorricorsoaglisbilanciamenti in immissionetrovariscontro, inparticolare,nell’attivitàdelprimooperatore, comemostra una riduzione di ben 8 p.p. del CR1 (22,6%),mai così basso dall’avvio dellapiattaforma,mentrecrescelaquotadeiprimitreoperatori(CR3:51,6%;+4,9p.p.).Sullatoprelievosirileva, invece,una sostanziale stabilitàdell’indicatoreCR3, cheflettedi0,1p.p. eaggiorna ilminimostoricoal36,0%(Fig.2.2.20).

Anche nel Mercato elettrico a Termine gestito dal GME (MTE) si consolida il trend diprogressivaerosionedeivolumicomplessivamentescambiati,scesinel2016a1,1TWh(erano5,1TWhnel2015e32,3TWhnel2014)9.Inparticolare,perilsecondoannoconsecutivo,nessunaregistrazionebilateraleafinidiclearingèstataeffettuatasullapiattaforma(erano53nel2014),mentregliabbinamentiregistratiscendonoa85(252nel2015)con411contrattiscambiaticontro i1.004del2015 (Tab.2.2.10, Fig.2.2.21).Gli esigui scambi si concentranoancora suiprodottibaseload,storicamenteipiùutilizzatidaglioperatori,cheassorbono,tuttavia,lamaggiorpartedelcaloriducendosidicircadueterzisubaseannua(73abbinamenticontroi239del2015).Iprodottipeakload si confermano invece sui livelli piuttosto modesti dell’anno precedente (12 abbinamenti; -1). Comel’annoprecedente,ilprodottosucuisièconcentratoilmaggiornumerodinegoziazionièstatol’annuale

9 IldatosiriferisceaivolumicontrattatisulMTEnell’anno2016,indipendentementedalperiododiconsegna.

Sbilanciamenti a programma: quote degli operatori


20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

2005 2006 2007* 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

CR3 in immissione CR1 in immissione CR3 in prelievo

51,6%

22,6%

36,0%

Fig. 2.2.20

Liquidità del MTE ai minimi storici

58


baseload,concircail20%deltotaledeicontratticomplessivamentescambiati(Tab.2.2.10,Fig.2.2.21).Concentrandol’analisideiprezzisuquest’ultimoprodotto,l’andamentodellequotazioniatermineapparesostanzialmenteallineatoailivelliespressidalleprincipalipiattaformedibrokeraggioedaglialtrimercatiorganizzati.Inparticolare,l’evoluzioneincorsod’annodeiprezziespressidalmercatoaterminedelGMErivelaunprogressivorialzonell’ultimapartedell’anno,coerenteconquantoosservatosulmercatospot in corrispondenzadelletensioniconnesseallacrisidelnuclearefrancese.

MTE: volumi scambiati per tipologia

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

MW

Mensili Mensili OTC Trimestrali Trimestrali OTC Annuali Annuali OTC Giornalieri Settimanali

1.002

1.870

3.706

347 717

623

2.601

3.309

251 260

741

3.757

5.682

5.498

3.573

524

(5%)

(20%)

(52%)

(10%)

(15%) (68%)

(46%)

(10%)

(44%)

290 190

82

170159

MTE: volumi scambiati per anno di trading

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 ∆ % 2016/2015Contratti (MW)

Totale 2.366 8.228 12.697 6.096 4.550 1.004 411 -59%Baseload 1.146 6.018 11.633 4.604 4.410 899 323 -64%Peakload 1.220 2.210 1.064 1.492 140 105 88 -16%

Volumi (TWh)Totale 6,3 33,4 55,0 41,1 32,3 5,1 1,1 -79%

Baseload 5,0 29,8 52,3 36,7 32,2 5,0 1,0 -80%Peakload 1,3 3,7 2,7 4,4 0,1 0,1 0,1 -15%

Numero AbbinamentiTotale 360 665 953 342 500 252 85 -66%

Baseload 177 478 884 136 488 239 73 -69%Peakload 183 187 69 206 12 13 12 -8%

Quota volumi OTCTotale 0% 5% 45% 81% 43% 0% 0% +0 p.p.

Baseload 0% 6% 45% 90% 43% 0% 0% +0 p.p.Peakload 0% 1% 46% 0% 29% 0% 0% +0 p.p.

Fig. 2.2.21

Tab. 2.2.10

59


2.3 I MERCATI DEL GASIl 2016 si caratterizza per un nuovo incremento nei consumi del gas naturale in Italia, confermandol’inversioneditendenzainizialmenteregistratanel2015,spintainparticolaredalsettoretermoelettricoedaiconsumi industriali,questiultimiconunavariazionepositivarispettoall’annoprecedenteper laprimavoltadopo4anni.Intalecontesto,lequotazionidellacommodity presso i principali hubeuropeiconfermanolaforteflessioneosservataapartiredal2014,conunavariazionemediaparial-28%rispettoal 2015. L’hubitalianoPSV,primoinEuropanel2016perincrementodivolumiscambiati,confermalaflessionemediaeuropeaesiattestasui15,85€/MWh,registrandounamaggiorevalorizzazionedicirca2€/MWhconlaquotazionepressoilTTF.Nel2016,nell’ambitodeimercatidelgasgestitidalGME,sonostatiregistratiscambipercomplessivi47,5TWh,livellolievementeinferioreaquellodel2015(-3%).Taleesitosiregistrainunannocaratterizzatodaunaprofondavariazionenelledinamichetralediversepiattaformedimercatodelgas,conseguenteall’avvio-apartiredal1°ottobre2016-dellafasec.d.“transitoria”delnuovosistemadibilanciamentodelgasnaturaledicuialladeliberaAEEGSI312/2016/R/gas10. Inparticolare,taledelibera,nelrecepireed integrare le disposizioni di cui al RegolamentoUE 312/2014, ha introdotto un nuovo disegno delmercatodelbilanciamentogasbasatosulricorsoprioritarioaiprodottidelmercatoaprontidapartedelResponsabiledelbilanciamento(RdB).Traglieffettiprincipaliditalemodificaregolatoria,sirilevachelapiattaformaperilbilanciamentogas(PB-GAS)-chenel2015conisuoiduecompartiG+1eG-1coprivail98%deivolumiscambiatisututtiimercatigasdelGME-nel2016,nonostantel’avviodelnuovodisegnodimercatosiaavvenutosolonell’ultimotrimestredell’anno,haregistratounacoperturapariall’84%circadeivolumitotali11,conilrestante16%scambiatosulmercatoaprontidelMGAS.Diseguito,vengonopresentateanalisivolteadevidenziareilpassaggiotrailvecchioedilnuovomercatodibilanciamentogas,conparticolareattenzioneaimercatiinrapidacrescitadelMP-GAS(i.e.MGP-GASeMI-GAS)eall’avviodeinuovimercatidellaPB-GAS(MGSeMPL)12.

10 Cfr. capitolo 1.2.1.

11 IlcalcoloincludeivolumiG+1eG-1finoafinesettembre2016eivolumiMGS(exG+1)finoafinedicembre2016.IlnuovomercatodeiprodottilocationaldellaPB-GAS(MPL),dallasuaintroduzione,nonèmaistatoattivatodalRdB.

12 Atalfine,lamaggiorpartedelleanalisisonostatecondotteestendendolafinestratemporalefinoallafinedelmesedimarzo2017,ossiafinoalterminedellafase“transitoria”delnuovosistemadibilanciamentodicuialpunto2delladeliberaAEEGSI66/2017/R/gas.

60


2.3.1 Il mercato a pronti del gas (MP-GAS)

Conl’entratainvigoredelladeliberaAEEGSI312/2016/R/gas,iprodottititle offertisulmercatoaprontidelgasMP-GAS,costituitodalmercatodelgiornoprima(MGP-GAS)einfragiornaliero(MI-GAS),sonodivenutilaprincipalerisorsadiapprovvigionamentodapartedelResponsabiledelbilanciamentoaifinidell’attivitàsvolteperilbilanciamentodisistema.Lecontrattazionicomplessivamenteconclusenel2016sulmercatoaprontisonostateparia7,4TWh,conunincrementodicirca6,4TWhrispettoal2015,sostanzialmenteconcentratisolonell’ultimotrimestredell’annopereffettodelgiàcitatoridisegnodelmercatoequindidellospostamentodell’approvvigionamentodelRdBdalcompartoG+1dellaPB-GASalMP-GAS.Laripartizionetramercatièstatamarcatamenteasimmetrica,concirca7,1TWh(99,6%)scambiatisulmercatoinfragiornalieroe0,3TWhsuMGP-GAS.Taleasimmetriasimantieneestendendol’analisifinoafinemarzo2017,conil94,4%deivolumiscambiatisuMI-GAS(alnettodellequantitàscambiateprimadiottobre2016).

In riferimento al soloMGP-GAS, si osserva come l’avvio del nuovo sistema di bilanciamento abbiafavorito il ripristino delle contrattazioni sul mercato, inattivo dal 2013, conl’attivazionedi100sessionisu181,perunvolumecomplessivodi0,8TWhfinoamarzo2017.Glioperatorihannomostratounanettapreferenzaperloscambiodelprodottoinconsegnailgiornodopo(circa75%degliabbinamentisulmercato),con

quote residualidi scambi sui restantiprodottiofferti (rispettivamente9%sulG+2e16%suG+3).Ilprezzomediodiscambio,mediamenteparia19,24€/MWhnel2016ea21,28€/MWhnelprimotrimestre2017,èrisultatosostanzialmenteallineatoconlaquotazionePSV(pari,rispettivamentenegli

0

3

6

9

12

15

18

21

24

27

30

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

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

2015 2016 2017

€/MWhGWh

Volumi PB G+1 Volumi PB G-1 Volumi MGS Volumi MGP Volumi MI PSVPrezzo medio G+1 Prezzo medio G-1 Prezzo MGS Prezzo MGP Prezzo MI

Prezzo e volumi per mese dei mercati gas confrontati con quotazione PSV

Fig. 2.3.1

Volumi contenuti su MGP-GAS e prezzi allineati al PSV

61


stessidueperiodi,a15,85€/MWhe20,77€/MWh),conunacorrelazionepariacircail93%13 nei sei mesi considerati.In generale, il Responsabile del bilanciamento ha operato in misura contenuta su MGP, risultandopresenteinsole5sessioniconvolumiesiguiesemprelatoacquisto,perunvolumecomplessivamenteacquistatoparia87GWh.TalerisultatoriflettequantoprevistodalRegolamentoUE312/2014inmeritoallagerarchiatrarisorsedimercatoaifinidelbilanciamento14. Oltre al Responsabile del bilanciamento, hannooperato52operatori, determinandounmercatopocoliquidoeconcentratosiainacquistocheinvendita,conunindiceHHI15suentrambiilatimediamentepari a 6.741.

Gli scambisulmercato infragionaliero,cheapartiredafine2014sierano iniziatia registrareseppurinmodosporadicoequasisempre inconcomitanzacon lapartecipazionediSnamReteGas (SRG) in sessione, hanno segnatounatteso, deciso incrementoapartiredaottobre2016.ComemostratoinFig.2.3.1,ivolumicomplessivamentescambiatinel2016,registrati inquasitutti imesidell’annoadeccezionedifebbraio,sisonoconcentratiperil97%nell’ultimotrimestre,conunacrescitaprogressivadeivolumimensilifinoadicembre,poistabilinelprimotrimestre2017,finoaraggiungerecomplessivamentei13,4TWhscambiati. IlResponsabiledelbilanciamentoè statopresentenell’83%delle sessioni traottobreemarzo,contribuendoallemovimentazionidimercatocon6,9TWhinacquisto(pariapocopiùdellametàdeivolumiscambiati)in78sessioni(43%deltotale)concentrateprevalentementetranovembree gennaio e con 3,3 TWh in vendita (circa il 24%dei volumi su tale lato) nelle restanti 70 sessioni,conun’asimmetriatravolumiacquistatievendutiriconducibileallastagionalitàcaratterizzatadaunamaggioreincidenzadigiornateconunsistemacorto.

La disponibilità di una piattaforma di mercato in contrattazione continua con sessioni dalle 6:00 dimattinaalle2:30dinotte,congiuntamenteallamessaadisposizionedapartedelResponsabiledelbilanciamentodiinformazioniaggiornatesubaseorariacircalostatodisbilanciamentoprevisionaledisistema(SAS),hafavoritoun’operativitàdistribuitapiuttostoomogeneamente interminidivolumimediorariscambiatidapartedeglioperatori sulmercato, con una leggera propensione a concludere abbinamenti trale 19:00 e le 21:00 (21%dei volumi giornalierimedi). Si registrano scambi anche successivamente atale orario e fino alla chiusura della sessione (20% dei volumimedi giornalieri diMP-GAS), favoritianche dalla presenzamediamente costante sulmercato da parte del RdB. Anche per SRG si registratuttavialamassimaquotadivolumimediabbinatinell’intornodelleore20:00,conquotemediedivolumimediamentescambiatisubasegiornalierapariall’8%e7%,rispettivamente,inacquistoevendita.Con la crescentematurità delmercato si osserva anche un raddoppio nel numero di operatori checoncludono trading, sia infrasessione che cross-market tra MGP-GAS e MI-GAS, passati da 29nell’ultimotrimestre2016a42finoafinemarzo2017.Laquotadivolumioggettoditrading rimane comunque contenuta rispetto ai volumi complessivamente scambiati suMP-GAS, e pari al 4% neiprimi sei mesi di attività del mercato, dando comunque un’indicazione circa la sua evoluzione.

13 Il dato viene calcolato considerando i giorni gas in corrispondenza dei quali sono disponibili sia il prezzomedio di scambio nelmercato, sia laquotazionePSVperilmedesimogiornogas.

14 RegolamentoUE312/2014,Art.9,comma2:“Nel corso dello scambio di prodotti standardizzati di breve termine, il gestore del sistema di trasporto privilegia l’uso di prodotti infragiornalieri rispetto a prodotti day-ahead, ove necessario e in misura adeguata.”

15 IndicediHerfindahl–HirschmandeterminatoinfunzionedellequotedeglioperatoriattivisullatodelmercatooppostoaquellosulqualeagisceSRG,sultotaledeivolumiscambiati.

Su MI-GAS scambiato oltre il 90% dei volumi a pronti

Volumi scambiati infrasessione in modo omogeneo

62


IlprezzomediodisessionedelMercato Infragiornalieroèrisultatoparia19,83€/MWhneiprimi3mesi di vita del nuovo disegno di mercato del bilanciamento gas e pari a 20,60€/MWh estendendo l’analisi fino a fine marzo 2017, seguendo un andamentoprogressivamente crescente sostanzialmente in linea con la stagionalità dellacommodity,comeconfermatoanchedaanaloghiandamentisuMGP-GASealPSV

(Fig. 2.3.1). Nelle prime due settimane di gennaio, in corrispondenza dell’attivazione da parte delMinisterodelloSviluppoEconomicodellostatodiAllarme(Alert)previstodalPianoemergenzagas,è stato raggiunto ilmassimo livello di prezzo, pari a 31,82 €/MWh. L’analisi della volatilitàmediaannualedelprezzomediodisessionerestituisceunvalorepariall’8,0%(daconfrontarsiconivaloripiùcontenutimediamenteregistratialPSVeriportati inTab.2.3.4),riconducibilealpeculiareruolodelmercato, volto a fornire agli utenti chiari segnali di prezzo indotti dal RdB in unamisura taleda promuovere azioni di bilanciamento da parte dei singoli utenti stessi. Tale considerazione vieneconfermataconfrontando ilprezzoMIcon laquotazionePSVper ilmedesimogiornogas, legatidaunamoderatacorrelazione,pariall’84%,conundifferenzialemedioparia0,11€/MWh.ConsiderandolesolesessionidoveilRdBoperaconquotedimercatorilevanti16,taledifferenzialeaumentafinoa1,30€/MWhlatoacquistoea-1,06€/MWhlatovendita,evidenziandocomelapromozionediazionidi bilanciamento da parte degli Utenti venga condotta da SRG attraverso la formazione di prezzipiùsvantaggiosiperglioperatorisoggettialcorrispettivodisbilanciamento17.NellesessionidovelemovimentazionisulmercatodelResponsabiledelbilanciamento(siainacquistocheinvendita)nonraggiungono laquota rilevante (circa il45%delle sessionidaottobreamarzo), si osservacome lacorrelazionetrailprezzomedioMIelaquotazionePSVsalgaal94%.

InconsiderazionedellarelazionedirettatraprezzomedioponderatoMP-GAS(c.d.SAP18)conlaquantificazionedelprezzodisbilanciamentoduale19,l’analisidelledinamichediprezzosulmercatoaprontipuòrestituireulteriorielementicircaiprimiesitidelnuovomercatodibilanciamento.Ilprezzomedioponderatodelmercatoaprontièstatoparia19,09€/MWhnell’ultimotrimestre del 2016 e pari a 19,72 €/MWh estendendo l’analisi fino amarzo 2017,

caratterizzatodaunavolatilitàpariall’8,1%,valoriessenzialmentericonducibiliaquellidelprezzomediodelMercatoInfragiornaliero,stanteilsuopesorilevantesuivolumiMP-GAS.IlruolopredominantedelResponsabiledelbilanciamentoneiprimiseimesidiattivitàdelnuovomercato,conquotemediesiainacquistocheinvenditaoltreil60%siriflettenelparticolareallineamentotrailvaloredelSAPeilprezzomediodiacquistoovenditadelRdBsuMI-GAS,conundifferenzialetraiduevaloripersingologiornogasmediamentepariacirca0,10€/MWh.LaFig.2.3.2mostral’andamentodelSAPnelprimotrimestre2017confrontatoconiprezzidisbilanciamentoeconl’andamentodeivolumidimercato,dandoevidenzadellatoedellaquotadelResponsabiledelbilanciamento.Intaleperiodo,inoltrel’80%dellesessioni,iprezzidisbilanciamentoinacquistosonoriconducibilialvaloredelSAPalnettodelcontributodellosmall

16 Perrilevantesiconsideraunaquotadimercatosuperioreal50%

17 In riferimentoallaquotazionepresso l’hubdi riferimentoolandeseTTF,paria17,84€/MWhnelperiodoottobre2016–marzo2017, ilprezzodisessioneMIregistraundifferenzialemedioparia2,19€/MWheunacorrelazionepiuttostocontenuta(parial65%).InlineaconleconsiderazionifatteinmeritoallaquotazionePSV,siosservacomenellesessionidoveilResponsabiledelbilanciamentooperaconquoterilevantiinvendita,ildifferenzialetrailprezzodisessioneeilTTFsiriducafinoa0,34€/MWh,sintomaticodiunaformazionediprezzopiùsvantaggiosaperglioperatoriconposizionelungarispettoallivellodiprezzoitalianorappresentatodallaquotazionePSV.

18 Aisensidell’Art.1delTIB,ilSystem Average Price o SAPè,relativamenteaungiornogas,lamediaponderatadeiprezzidelleofferteaccettatesuMP-GASe,incasodiattivazione,sulcompartoMPLconconsegnanellostessogiornogas,pesatasullabasedeiquantitatividigas,espressiinenergia,associatialleofferteselezionate.

19 Inparticolare,perilsingologiornogas,ilprezzodisbilanciamentoinacquisto(applicatoagliutenticorti)vienedeterminatocomeilmassimotrailSAPmaggioratodiunaquantitàfissadefinitadaAEEGSI(delc.d.small adjustment),eilmassimoprezzodiacquistodelRdBsulmercato,mentreilprezzodisbilanciamentoinvendita(applicatoagliutentilunghi)vienequantificatocomeilminoretrailSAPridottodellosmall adjustment,eilminimoprezzodivenditadelRdBsulmercato.

Alta correlazione tra prezzo MI e PSV quando RdB non è rilevante

SAP allineato al prezzo medio del RdB

63


adjustment,mentreilprezzodisbilanciamentoinvenditacorrispondealSAPnel70%dellesessioni.LoscostamentotraSAPeprezzodisbilanciamentonellerestantisessionièstatomediamenteparia0,41€/MWhlatoacquistoea0,35€/MWhlatovendita.

IldifferenteruolodelMercatoInfragiornalierorispettoaglianniprecedentihafavoritounincrementodiliquiditàancheinterminidioperatoriattivisulmercato,paria57finoafine2016(+42rispettoal2015),ea67afinemarzo2017.IlpesodelResponsabiledelbilanciamentoinsessionefinoamarzo2017èstatomediamenteparial72%latoacquistoeal63%latovendita,mentresullatooppostoaSRGglioperatorihannooperatoinunmercatonon particolarmente concentrato, caratterizzato da un indice HHI pari a 2.845. L’analisi nello stessoperiododeglioperatoriprincipalisuMI-GAS(inTabella2.3.1riportataperMP-GASfinoadicembre2016),evidenziaENIcomeoperatoreprincipaleconunaquotacomplessivadimercatoparial17%(riconducibileprevalentementeallevendite),seguitodaA2AedENETconlamedesimaquota(11%).

Fig. 2.3.2

Andamento giornaliero del SAP e del prezzo di sbilanciamento in acquisto e vendita nel primo trimestre 2017

15,00

17,00

19,00

21,00

23,00

25,00

27,00

29,00

31,00

33,00

0

40.000

80.000

120.000

160.000

200.000

240.000

280.000

320.000

360.000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30

Gennaio Febbraio Marzo

€/MWhMWh

Volumi MGAS Acquisti SNAM Vendite SNAM Prezzo SAP Prezzo sbilanciamento A Prezzo sbilanciamento V

Concentrazione e operatori principali sul MI-GAS

64


Tab. 2.3.1

Tab. 2.3.2

Quote di mercato dei primi 10 operatori su MP-GAS. Anno 2016

Quote di mercato dei primi 10 operatori extra-bilanciamento su MP-GAS. Anno 2016

MGAS

Operatore Acquisti Vendite Totale

SNAM RETE GAS 66,3% 19,5% 85,8%

ENI S.p.A. 1,5% 21,9% 23,4%

DUFENERGYTRADINGSA 6,8% 4,5% 11,3%

ENETENERGYSA 2,3% 6,6% 8,8%

ENOIS.p.A. 1,1% 5,9% 7,0%

EDFTRADINGLIMITED 0,2% 5,2% 5,4%

KOCHSUPPLY&TRADINGSARL 0,6% 4,8% 5,4%

ELECTRADE S.p.A 1,5% 3,1% 4,7%

BURGOENERGIASRL 1,4% 2,6% 4,0%

ENGIE ITALIA S.p.A. 2,1% 1,9% 4,0%

Altri 16,3% 24,0% 40,3%

Volumi (MWh) 7.438.147

% 100,0%

MGAS

Operatore Acquisti Vendite Totale

A2A TRADING S.r.l 21,2% 4,1% 25,3%

ENETENERGYSA 6,5% 16,4% 22,9%

SORGENIAS.p.A. 14,1% 0,3% 14,5%

ENOIS.p.A. 1,1% 10,0% 11,1%

BURGOENERGIASRL 6,4% 4,2% 10,5%

ELECTRADE S.p.A 4,7% 5,7% 10,4%

ENEL TRADE S.p.A. 4,1% 5,4% 9,5%

DUFENERGYTRADINGSA 5,1% 2,8% 7,9%

GUNVORinternationalb.v.,AMSTERDAM,GENEVABRANCH 5,4% 2,2% 7,5%

EDFTRADINGLIMITED 0,7% 6,5% 7,2%

Altri 30,8% 42,6% 73,3%

Volumi (MWh) 1.045.938

% 100,0%

65


2.3.2 La piattaforma di bilanciamento del gas (PB-GAS) – comparto G+1/MGS

Finoalmesedisettembre2016, ilcompartoG+1dellapiattaformaPB-GAShaconfermatolacrescitadellemovimentazionisulmercatogiàosservatanel2015,conpocomenodi31TWhcomplessivamente scambiati (circa+5% rispetto allo stessoperiododel 2015, Fig.2.3.3). Tale crescita viene osservata a fronte dimaggiori volumi richiesti ai fini dibilanciamentodapartediSRG(21,5TWhrispettoai20,0TWhdel2015nellostessoperiodo),ediunalieveflessionedellaquotadivolumiscambiatiextra-bilanciamentodapartedei restantioperatori (29%rispettoal31%del2015). L’analisidell’operativitànel compartodapartedelResponsabiledelbilanciamentoevidenziaunaripartizionetravolumiacquistatievendutisostanzialmenteinlineaconivalori2015,conl’interventodapartediSRGnel55%dellesessionivoltoabilanciareunsistemacorto,conacquistiparia12,2TWh(corrispondential57%delSCS20complessivamenteoffertofinoasettembre,daconfrontarsiconil58%nellostessoperiododel2015),eilrestante45%dellesessioniconofferteinvenditaevolumicomplessivamenteparia9,3TWh(43%delvaloretotalediSCS,rispettoal42%del2015).

Dal1°ottobre2016,l’avviodelnuovobilanciamentogasbasatosulricorsoprioritarioaiprodottititle e la contestualerimozionedell’obbligodioffertadigasinstoccaggioincapoaglioperatoriprecedentementeprevistosulcompartoG+1dellaPB-GAS-sostituitodalnuovoMGS(i.e.MercatodelGasinStoccaggio)-hannocomportatounasignificativaflessionedeivolumimovimentatinelmercatosubasemensile(-80%deivolumiscambiatisuMGSnelmesediottobrerispettoaivolumiG+1nelmesedisettembre,Figura2.3.1),progressivamente recuperataversofineanno.Aconfermadi taleosservazione, estendendo l’analisi alprimotrimestre2017,siregistraunvolumecomplessivamentescambiatoparia8,4TWh,afrontedi3,3TWhscambiatineiprimi3mesidivitadelnuovodisegnodimercatodelbilanciamentogas.Ilvaloredelprimotrimestre2017risultatuttaviainferioreallametàrispettoalprimotrimestre2016(5TWhrispettoaicirca11TWh),unelementochemettechiaramenteinluceladifferentenaturadelmercatodopoil

20 SbilanciamentoComplessivodelSistema.

Volumi stabili fino alla durata del vecchio comparto G+1

Contrazione dei volumi con l’avvio del nuovo bilanciamento gas

Andamento del prezzo medio e dei volumi PB-GAS

-17,4%

-27,6%

-28,5%

+22,8%

-38,9%

-40,0%

*La variazione è calcolata sullo stesso periodo dell'anno precedente

-20,0% -10,0% -30,0% 0,0% 10,0% 30,0% 20,0%

Variazione '16/'15

PBGas G+1/MGS Volumi

PBGas G+1 /MGS Prezzo

PSV

PBGas G-1 Volumi*

PBGas G-1 Prezzo*

0

12

6

18

24

30

36

42

48

54

12,00

16,00

20,00

24,00

28,00

32,00

36,00

40,00

44,00

48,00

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

TWh €/MWh

1,7

34,9 40,8

38,6

40,9

30,6

0,0 2,9

7,3

6,2

3,3

28,27 28,73 27,98

23,24 22,17

15,85

47,04

19,84

22,92

14,46

33,08

28,52

27,86 23,61

22,12

16,01

MGS - Volumi PBGas G-1 - Volumi PBGas G+1 - Volumi PSV PbGas G-1 - Prezzo PBGas G+1/MGS - Prezzo

Fig. 2.3.3

66


primoottobre2016.IlResponsabiledelbilanciamento,operandoprevalentementesulmercatoaprontiperilbilanciamentodelsistema,ricorrealMGSesclusivamentealfinedicompensarelosbilanciamentocomplessivodelsistemaaconsuntivodelgiornogaspassato (c.d.bilanciamentoresiduale),esoloperquantoattienel’utilizzoeffettivodellerisorsedistoccaggionellasuadisponibilità,quantificatecomeladifferenzatral’energiamisurataequellaprogrammatapressoipuntidientrataeuscitainterconnessiconglistoccaggi(quantitàindicatacomeSop).Talemodificaregolatoria,introdottadalladeliberaAEEGSI312/2016/R/gas,haavutounimpattodirettosull’operativitàsulmercatodapartedelResponsabiledelbilanciamento,conunariduzione,rispettoaivaloriregistratiinG+1,dellapropriaquotadimercato,sialatoacquistochelatovendita,rispettivamentepariinmediaal44%eal43%,corrispondenteadunSop di2,4TWhinacquistoe2,1TWhinvendita.

La ripresadellequotazioni delBrent, apartiredal secondo trimestre2016,ha favorito la formazionediuntrendcrescenteapartiredaaprileanchenellequotazionigassututti iprincipalihubeuropeieconseguentementeosservataanchenelledinamichedi formazionedelprezzonelcompartoG+1della

PB-GAS. Tale trendnonhacomunquecompensatocompletamenteladecisaflessioneosservata nel corso di tutto il 2015, con la formazione di un prezzomedio fino asettembre 2016 pari a 15,11 €/MWh, inferiore di circa il 35% rispetto allo stesso

periodo dell’anno precedente (Tabella 2.3.3). Lavalorizzazioneannuadelgasinstoccaggiorestituitadalmercatorisultasostanzialmenteinlineaconlaquotazionepressol’hubitalianodiriferimento,paria14,76€/MWh.Ladinamicaseguitadalprezzodelcompartonelcorsodell’annoèrisultatabencorrelataconquelladelPSVfinoametàagosto(correlazioneparial90%),conundifferenzialemediogiornalieroparia0,39€/MWh,perpoicaratterizzarsidaunprogressivo disaccoppiamento e dalla registrazione di un differenziale crescente e mediamente pari,negliultimiduemesidiattivitàdelmercato,a1,57€/MWh.IlprogressivoscostamentotrailprezzodelcompartoG+1eilPSVapartiredalmesediagosto,caratterizzatodavalorisistematicamentesuperioriaquellidell’hubitalianoedauntrendrialzistapiùmarcato,haportatoaregistrareilmassimoprezzodall’iniziodell’annonelsuopenultimogiornodiattivazione(17,62€/MWhperilgiornogas29settembre2016).Talescostamentoèstatoosservatoinconcomitanzaconunacrescentefrequenzadiattivazionedel comparto per il bilanciamento ex-anteG-1,attivatonel72%dellesessionitraagostoesettembre,afrontediunvaloremediodagennaio2016parial29%.L’attivazionedelcompartoG-1,riconducibileadunacondizionedisbilanciamentoparticolarmentecriticodelsistemaprevistodalRdB,siconfermadunque – analogamente a quanto già osservato nel 2015 – estremamente rilevante nell’orientare laformazionedelprezzomarginaledelcompartoG+1.

Prezzi G+1 in crescita fino a settembre 2016

Prezzi medi PB-GAS G+1 (MGS dal 1° ottobre 2016) confrontati con quotazioni PSV e TTF (€/MWh)

Snam Acquista Snam Vende TotaleAnno PB-GAS G+1/MGS PSV TTF PB-GAS G+1/MGS PSV TTF PB-GAS G+1/MGS PB-GAS G+1/MGS* PSV TTF2012 29,29 29,18 25,34 28,14 28,48 24,74 28,52 28,61 28,76 24,982013 28,28 28,23 27,55 27,52 27,67 26,40 27,86 27,93 27,97 27,032014 24,03 23,79 21,10 23,21 22,69 20,71 23,61 23,65 23,28 20,922015 22,25 22,14 19,76 21,94 22,23 19,93 22,12 22,13 22,17 19,832016 15,98 15,87 13,98 16,03 15,80 14,10 16,01 16,01 15,85 14,03

*mediadelprezzoPB-GASG+1calcolataperigiorniincuisonodisponibililequotazionialPSV

Tab. 2.3.3

67


Tab. 2.3.4

Volatilità medie annuali dei prezzi PB-GAS G+1 (MGS dal 1° ottobre 2016) confrontata PSV e TTF

Snam Acquista Snam Vende TotaleAnno PB-GAS G+1 PSV TTF PB-GAS G+1 PSV TTF PB-GAS G+1PB-GAS* G+1 PSV TTF2012 1,33% 3,79% 3,10% 2,29% 1,55% 2,60% 2,19% 2,46% 2,58% 2,52%2013 1,41% 1,82% 2,21% 2,25% 2,61% 2,91% 1,39% 1,49% 1,25% 1,96%2014 1,80% 2,61% 3,07% 2,81% 2,90% 3,50% 1,52% 1,79% 2,08% 2,73%2015 1,36% 1,99% 1,60% 1,80% 2,65% 1,90% 1,10% 1,32% 2,42% 1,67%2016 1,73% 4,11% 3,24% 2,92% 3,23% 4,71% 1,67% 1,86% 3,00% 2,62%

*volatilitàcalcolataintuttiigiorniincuisonodisponibililequotazionialPSV

IlnuovosistemadibilanciamentogashadeterminatoundifferenteruolodelResponsabiledelbilanciamento-incentratoprevalentementenelforniresegnalidiprezzonelcorsodelgiornogasattraverso lemovimentazioni sulmercato a pronti (cfr. sopra) - il quale si rifletteanchenellediversedinamichediprezzoosservatenelnuovomercatoMGSrispettoalprecedentecompartoG+1.Iprimiseimesidiattivitàdelnuovomercatosisonoinfatticaratterizzatiperunasostanzialestabilitàdeiprezzi,mediamenteparia19,13€/MWh(18,69€/MWhconsiderandosolofinoadicembre2016),conunandamentosubasegiornalieramenocorrelatoallequotazioniPSV(nelperiodoconsideratoparia19,94€/MWh,econilqualesiregistraunacorrelazioneparial79%),rispettoaquantotipicamenteosservatonelcompartoG+1.Taleconsiderazionerisultaparticolarmenteevidenteanalizzandoledinamichediprezzoduranteleprimeduesettimanedigennaio2017,dove-inconcomitanzaconlostatodiAllarmegas(Alert)annunciatodalMinisterodelloSviluppoEconomico-ilmercatohasegnatoprezzimarginaliconapprezzamenticontenutiafrontedispreadsuperioriai7€/MWhconilPSV,maggiormentecorrelatoconisegnalidiprezzosuMP-GAS.InassenzadidinamichediprezzodelMGSfacilmentericonducibiliaquellepressol’hubitaliano,siregistracomunqueunabuonacorrelazioneconilTTF(92%),conundifferenzialemediodi1,45€/MWh.

LadifferenteregolazioneprevistaperilnuovoMGSrispettoalprecedentecompartoG+1dellaPB-GAS-conparticolareriferimentoalvenirmeno,apartiredal1°ottobre2016,dell’obbligodioffertaincapoaglioperatorititolaridicapacitàdistoccaggio-hadeterminatounadifferenziazioneprofondanelledinamiche tragli operatori nelmercato.Nel2016,conriferimentoalcompartoG+1,hannopresentatoofferte82operatori,7inpiùrispettoal2015(+9%),tuttaviaglioperatoriprincipalihannodetenutoquotedimercatomaggioririspettoall’annoprecedente,conconseguenteincrementodelgradodiconcentrazionedelmercato(indiceHHIparia3.201afrontedi2.997nel2015,+7%).Intalecontesto,leoffertepresentatesuentrambiilatidalResponsabiledelbilanciamentohannocostituitoil70%deivolumiofferticomplessivisulmercato,unvaloreinlineaconl’annoprecedente(+1%),esonorisultatesempreinteramentesoddisfatte.Purinpresenzadiun’operativitàpiùcontenutanelnuovoMGS,ilResponsabiledelbilanciamentorimanel’operatoreprincipaledelmercato,conunaquotasulleoffertepresentateparial40%finoadicembre2016eal54%estendendol’analisifinoafinemarzo2017.Siosservacomeilminornumerodioperatoriattivi,purinpresenzadiunpesosulmercatodelRdBmaggiormentecontenutorispettoaG+1,hacontribuitoaldelineamentodiunmercatomoderatamenteconcentrato(indiceHHIparia3.574).NelpassaggiodaldisegnodimercatoG+1aquelloMGSsiosservaunaprevedibilevariazionedell’ordinedirilevanzatraglioperatoriextra-bilanciamento,riportata in Tab. 2.3.6.

Prezzo MGS stabile

Quota RdB in flessione su MGS

68


Tab. 2.3.5

Primi 10 operatori attivi sul comparto PB-GAS G+1 e sul comparto MGS, quote di mercato per lato e quote di

accettazione. Anno 2016

PB-Gas G+1 Quota accettazione MGS Quota accettazione

Operatore Acquisti Vendite Totale Acquisti Vendite Totale Acquisti Vendite Totale Acquisti Vendite Totale

SNAM RETE GAS 39,9% 30,4% 70,3% 100,0% 100,0% 100,0% 30,5% 9,9% 40,4% 100,0% 100,0% 100,0%

EDISONS.p.A. 11,7% 8,3% 19,9% 24,2% 26,3% 25,0% 3,2% 10,3% 13,5% 10,3% 51,5% 26,3%

SHELLENERGYEUROPELIMITED 7,6% 9,9% 17,5% 2,7% 4,8% 3,6% 21,7% 5,7% 27,3% 5,5% 0,9% 2,6%

ESTRALOGISTICASRL 6,7% 4,5% 11,3% 22,3% 24,2% 23,0% - - - - - -

ENOIS.p.A. 3,4% 3,9% 7,3% 5,4% 6,8% 6,1% 4,1% 0,1% 4,1% 12,8% 0,1% 4,6%

ENGIE ITALIA S.p.A. 2,5% 4,1% 6,5% 5,2% 7,1% 6,2% 2,6% 6,8% 9,4% 5,6% 10,6% 8,5%

DUFENERGYTRADINGSA 2,7% 2,9% 5,7% 2,9% 3,8% 3,3% 0,7% 13,3% 14,0% 0,6% 6,1% 4,2%

KOCHSUPPLY&TRADINGSARL 4,8% 0,0% 4,8% 20,5% 0,0% 18,9% 0,3% 0,0% 0,3% 100,0% 0,0% 66,7%

GUNVORinternationalb.v.,AMSTERDAM,GENEVABRANCH 1,8% 3,0% 4,8% 2,0% 3,4% 2,7% 2,6% 11,2% 13,8% 1,0% 4,2% 2,6%

ENI S.p.A. 0,1% 3,9% 4,0% 0,1% 5,2% 2,1% - - - - - -

Altri 18,7% 29,0% 47,8% - - - 34,4% 42,8% 77,2% - - -

Volumi (MWh) 30.568.460 3.269.012

% 100,0% 100,0%

Tab. 2.3.6

Primi 10 operatori extra-bilanciamento su PB-GAS G+1 e MGS. Anno 2016

PB-Gas G+1 MGS

Operatore Acquisti Vendite Totale Acquisti Vendite Totale

EDISONS.p.A. 25,6% 14,0% 20,2% 2,9% 18,8% 10,2%

ENOIS.p.A. 9,2% 10,9% 10,0% 12,2% 0,0% 6,6%

KOCHSUPPLY&TRADINGSARL 12,9% 0,0% 6,9% - - -

ESTRALOGISTICASRL 6,9% 6,0% 6,5% - - -

ELECTRADE S.p.A 5,8% 4,5% 5,2% 0,7% 0,0% 0,4%

ENGIE ITALIA S.p.A. 4,1% 5,8% 4,9% 0,3% 4,9% 2,4%

SHELLENERGYEUROPELIMITED 3,0% 6,2% 4,5% 35,3% 8,2% 22,8%

E.ONGLOBALCOMMODITIESSE 0,8% 6,0% 3,2% - - -

DUFENERGYTRADINGSA 5,0% 0,6% 3,0% 0,0% 17,3% 8,0%

ENOVAS.R.L. 2,3% 2,4% 2,3% 0,8% 0,0% 0,4%

Altri 24,3% 43,5% 33,2% 47,9% 50,8% 49,2%

69


2.3.3 La piattaforma di bilanciamento del gas (PB-GAS) – comparto G-1/MPL

Nel2016,ilcompartoG-1,riservatoallerisorselocational nell’ambito della piattaforma per il bilanciamento PB-GAS,èstatocaratterizzatodaunamaggiorefrequenzadiattivazionidapartedelResponsabiledelbilanciamento,con89sessioniattivefinoal30settembre2016(rispettoalle88sessioniregistrateintuttoil2015ele63registratefinoasettembre2015),datanellaqualeilcompartoèstatochiusoesostituitodal Mercato dei Prodotti Locational(MPL),comeprevistodalladeliberaAEEGSI312/2016/R/gas21.

Leattivazionihannoregistratoundecisoincrementonegliultimi4mesidivitadelcomparto,raggiungendoilmassimostoricodi26attivazioni(87%dellesessionipotenzialmenteattivabili)nelmesedisettembre,conunvolumecomplessivamentescambiatosulcompartoparia6,2TWh(+23%considerandoilmedesimoperiodonel2015,Fig.2.3.3).IlResponsabiledelbilanciamentohaattivato ilcompartoprevalentementealfinedibilanciareunsistemalungo,con75sessioniattivatelatovenditaevolumiallocatipariall’84%deltotale(circa5,2TWh),unesitoriconducibileprevalentementeallamancataattivazionedelnuovocompartonegliultimimesidell’anno,tipicamenteutilizzatidaSRGalfinediapprovvigionarerisorseperunsistemacorto.Analogamenteaquantoregistratonel2015,larisorsaStogitèquellachehacontribuitoinmisuramaggiorealsoddisfacimentodellenecessitàdibilanciamentomanifestatedaSRG,conunaquotadivolumiparial31%,purregistrandounaflessionedi10p.p.rispettoaldato2015.LacontrazionedellaquotadivolumiaccettatisullarisorsaStogitrisultacompensatadalpesocrescentesulcompartoregistratodallerisorseImport(29%,+8p.p.)edelgasafferenteisitidiEdison stoccaggio(18%,+14p.p.).

Ilprezzomediodelcomparto,inlineaconquantoosservatosuiprincipalihubeuropeienelcompartoG+1,haregistratounasensibileflessionerispettoallostessoperiododel2015,conunvaloreparia14,46€/MWh(13,75€/MWhnellafasediiniezione,18,30€/MWhinquelladierogazione)eundifferenzialedi9,20€/MWhrispettoal2015.Ilvaloremassimodiprezzomarginale,paria27,71€/MWh,èstatoriconosciutonelmesedigennaio,inconcomitanzaconilmancatosoddisfacimentodelladomandadelResponsabiledelbilanciamentoelaconseguenteformazionediunprezzoregolato,voltoafornireunachiaravalorizzazionedellaparticolarescarsitàdellarisorsanelsistema22. Analogamente,ilprezzominimodi0€/MWhcorrispondealprezzoregolatoprevistonellafasedierogazione,riconosciutoadaprileperviadelmancatosoddisfacimentodell’offertadiSRG.Complessivamente,lesessioniconprezzoregolatonel2016(2sessioninelmesedigennaio,1nelmesediaprile)hannoavutoun’incidenzaminoresultotaledellesessioniattivaterispettoal2015(circa3%,-5p.p.).IlconfrontoconledinamichediprezzoosservatenelcompartoG+1rivelaundifferenzialemedionellafasediiniezioneparia1,34€/MWh,leggermentesuperioreaquantoregistratonel2015(+0,32€/MWh),dovuto all’unica sessione con prezzo regolato dove tale differenziale ha raggiunto il valoremassimodi 13,32€/MWh.Nei 3mesi di fase di erogazione, il prezzomarginale nel compartoG-1 è risultatosistematicamentesuperiorealprezzoG+1maconundifferenzialemedioinferiorerispettoalmedesimoperiododel2015,paria0,87€/MWh(-1,32€/MWh).

21 IlmancatoricorsodapartedelResponsabiledelbilanciamentoalmercatoMPLfinoafinemarzo2017,restringelesuccessiveconsiderazioniaquantoregistratofinoafinesettembre2016sulsolocompartoG-1.

22 Ai sensidelladeliberaAEEGSIARG/gas45/11, incasodimancatosoddisfacimentonelcompartoG-1dell’offertapresentatadalResponsabiledelbilanciamento,ilprezzomarginalevienepostoparialprezzooffertodallostessoRdB.Nelperiododierogazione,talevaloreèpariallaquotazioneTTFincrementatadi14,40€/MWh,mentrenelperiododiiniezionel’offertainvenditadelRdBvienepresentataaprezzonullo.

Raggiunta la massima frequenza storica di attivazioni

Prezzo medio in linea con il trend ribassista europeo

70


Ilnumerodeglioperatoriattivinelcompartoèrisultatoleggermentesuperiorerispettoall’annoprecedente(54 in luogodei50nel2015),undatotuttaviaaccompagnatodaun incrementodipocomenodell’8%dellaconcentrazionedelmercato (indiceHHIparia4.341),purrimanendosuunvaloreinferiorerispettoaldato2014(-5%).Siosservacomeil76%deglioperatoriconofferteaccettateinacquistoabbiaoperatoinmodo“mono-zonale”

(-1p.p.rispettoal2015)conunanettaprevalenza(72%)perlarisorsadistoccaggioStogit. Latovendita,siosservaunincrementodellaquotadioperatoriconofferteaccettatesuun’unicarisorsa(70%,circaildoppiodellaquota2015),nel69%corrispondentealgasinstoccaggioStogit,conunesitofavoritodallasostanzialeinibizionedellerisorse“G+1”e“G+N”.

Aumentano gli operatori “mono-zonali”

71


2.3.4 Altri mercati gas

L’avviodellecontrattazioniperilbilanciamentogassulmercatoaprontinonhacomportato,nel2016,unamaggioreliquiditàsulMercatoaTerminedelgas(MT-GAS),dovenonsisonoregistratiabbinamentiperl’interoannosolare.Sievidenzia,tuttavia,comenelprimotrimestre2017sisonoregistrati10abbinamentiin8sessioni,perunvolumecomplessivodi29GWh,ripartitiperil91%suiprodotticonconsegnamensilee,perlerestantiquote,sulprodottoconconsegnatrimestraleeilBalance of Month.Questiscambi,conclusitra8operatori,sonoiprimiregistratidal2012.Talerisultato,seppurdientitàcontenuta,evidenzialapresenzadicondizionidicontrattazionemaggiormentefavorevolirispettoalpassato,principalmentericonducibiliallarevisionedellametodologiadicalcolodelprezzodicontrollosutalemercatonelmesedigennaio2017.

ItrecompartidellaPiattaformadinegoziazioneperloscambiodigasnaturale(P-GAS)confermanolaperduranteilliquiditàosservatagliannipassati,adesclusionediordinipresentatiperiodicamente e determinati prevalentemente, ove prevista, dall’obbligatorietàdi offerta.

Nel 2017 primi scambi sul Mercato a Termine

Assenza di liquidità su P-GAS

72


2.4 I MERCATI AMBIENTALI

2.4.1 I Titoli di Efficienza Energetica (TEE): mercato organizzato e contrattazioni bilaterali

Nel2016ilprezzomedioannuodeiTEE, indipendentementedallatipologia,haregistratounaumentosignificativo sia sulmercato (MTEE), dove le quotazioni sono salite a 147,54 €/tep(+41,02%),siasullapiattaformadeibilaterali,dove,alnettodelletransazioniregistrateconprezzopariazero(il14%deltotale),lequotazionisisonoattestatea131,88€/MWh, riaprendo la forchetta con ilmercato annullatasi lo scorso anno (+15,66 €/MWh)(Fig.2.4.1).

Prezzi in aumento sul mercato e sulla piattaforma dei bilaterali TEE

TEE - Prezzi Medi

40

60

80

100

120

140

160

2006 2007 2008* 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016 2015

€/tep

Prezzo medio mercato Prezzo medio bilaterale Prezzo medio bilaterale (>1 €/tep)

* I dati sui prezzi bilaterali sono disponibili a partire dal 1° aprile 2008 data in cui è entrato in vigore l’obbligo di comunicazione del prezzo delle transazioni bilaterali attraverso il Registro TEE gestito dal GME, introdotto dalla delibera n. 345/07 dell’AEEG

77,72

48,24

69,11

81,17

93,00

100,77 101,32 104,76

113,65 104,62

147,54

59,87

68,63 74,89

83,68 88,67

98,06 102,72 94,27

112,85

131,88

Fig. 2.4.1

73


L’analisipertipologiadiTEErivelanelmercatoorganizzatounsostanzialeallineamentodeiprezzimediperletipologieTipoIeTipoIIintornoaquota142-143€/tep;prezzimedipiùaltisiregistranoperititoliTipo II CAR (151,46€/tep)eperiTEEdiTipoIII(179,59€/tep).Letransazionibilateraliregistrano,invece,prezzimediponderaticompresitrai106€/tepedi139€/tep(Fig.2.4.2).

TEE - Prezzi per tipologia. Anno 2016

142,74

141,79

151,46

179,59

105,80

110,86

120,61

139,27

0 40 10080 140 18020 60 120 160 120

Tipo I

Tipo II

Tipo II CAR

Tipo III

€/tep

Mercato Piattaforma Bilaterale

Fig. 2.4.2

74


Inconcomitanzaconilrialzodeiprezzi,sirilevaunadecisaripresadellavolatilitàdeiprezzisulmercatoorganizzato,salitaalsuovaloremassimodal2009(5,3%).L’aumentodellavariabilitàriflettel’andamentodelle quotazioni durante il 2016: infatti, nella prima parte dell’anno i prezzi hanno raggiunto picchiprossimia150€/tep,perpoisalireintuttoilsemestresuccessivoechiuderel’annoalivellisensibilmentepiùaltieprossimiai230€/tep.Comesolitamenteosservato,risultapiùelevatalavolatilitàdeiprezzibilaterali, che, al netto delle registrazioni a prezzo zero, si posiziona sui 19,3%, in aumento rispettoall’annoprecedente(11,2p.p.)(Fig.2.4.3).

Tenendocontodelvaloremedioponderatodegliscambidititoliregistratisulmercatoedell’andamentodeiprezzidell’energiaelettricapericlientifinalidomestici,neiperiodidiriferimento,fissatiinbasealladeterminaDMEG/Efr/11/2016del16giugno2016, l’AEEGSIha indicato il contributo tariffariodefinitivo per l’anno2015pari a 114,83€/tep, in aumento sul valore preventivo (circa6,7€/tep),direttamenteinfluenzatodall’evoluzionedeiprezzidimercatoaldisopradei100€/tep.Ilcontributotariffariounitariopreventivo,invece,perl’annod’obbligo2016,conscadenzaamaggio2017,èparia118,37€/tep(Fig.2.4.4).

TEE - Volatilità dei prezzi

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

2006 2007 2008* 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

Prezzi mercato Prezzi bilaterali Prezzi bilaterali >1€/tep * I dati sui prezzi bilaterali sono disponibili a partire dal 1° aprile 2008 data in cui è entrato in vigore l’obbligo di comunicazione del prezzo delle transazioni bilaterali attraverso il Registro TEE gestito dal GME, introdotto dalla delibera n. 345/07 dell’AEEG

20,4%

34,4%

8,0%

2,4% 1,3% 2,6% 1,4% 2,7% 3,5% 0,9%

5,3%

79,3%

86,9%

61,0%

76,1%

49,9%

33,1% 36,0%

53,0%

40,4%

49,3%

29,3%

15,9%

25,9%

7,7% 13,6%

5,7% 8,1%

19,3%

Fig. 2.4.3

75


Perilraggiungimentodegliobiettividirisparmioenergeticoprevistiperil2016,inscadenzaamaggio2017,laquantitàdeiTEEcheisoggettiobbligatidevonocoprireammontaa9,51milioni.NeconseguecheilquantitativocumulatodiTEEnecessariopercoprirelenecessitàminimedeidistributoriobbligatièparia52milionicircadiTEE,valoreottenutosommandoal totalecumulatodei titolinecessariperl’adempimentodituttigliannifinoal2015(42,12milionidiTEE),ilvaloredell’obbligorelativoal2016(9,51milionidiTEE)(Tab.2.4.1).

TEE – Prezzi di mercato e rimborsi tariffari

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

14-m

ar

16-m

ag

18-l

ug

19-s

et

21-n

ov

6-fe

b 11

-apr

12

-giu

28

-ago

30

-ott

15

-gen

18

-mar

27

-mag

29

-lug

14

-ott

16

-dic

10

-mar

12

-mag

14

-lug

29

-set

1-

dic

23-f

eb

27-a

pr

1-lu

g 21

-set

23

-nov

8-

feb

12-a

pr

14-g

iu

6-se

t 15

-nov

31

-gen

3-

apr

22-m

ag

10-l

ug

25-s

et

3-di

c 19

-feb

23

-apr

25

-giu

10

-set

19

-nov

11

feb

15 a

pr

17 g

iu

02 s

et

04 n

ov

27 g

en

31 m

ar

29 m

ag

28 lu

g 13

ott

15

dic

08

mar

10

mag

28

giu

20

set

22

nov

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Tipo I Tipo II Tipo II-CAR Tipo III Tipo V Contributo tariffario def. Contributo tariffario prev.

€/tepFig. 2.4.4

Anno di obbligoObblighi effettivi

Distributori Energia ElettricaObblighi effettiviDistributori Gas

Totale cumulato per l’adempimento

Titoli emessi dall’inizio del meccanismo

(Mtep/a) (Mtep/a) (Mtep/a) (Mtep)

2005 0,10 0,06 0,16 -2006 0,19 0,12 0,47 -

2007 0,39 0,25 1,11 1,26

2008 1,20 1,00 3,31 2,60

2009 1,80 1,40 6,51 5,23

2010 2,40 1,90 10,81 8,02

2011 3,10 2,20 16,11 11,44

2012 3,50 2,50 22,11 17,23

2013 3,03 2,48 27,62 23,99

2014 3,71 3,04 34,37 32,27

2015 4,26 3,49 42,12 37,73

2016 5,23 4,28 51,63 43,97

Tab. 2.4.1

TEE - Titoli necessari per l’adempimento dell’obbligo. Valori cumulati

76


Nel2016iTitolidiEfficienzaEnergeticacomplessivamentescambiatihannoregistratounaumentorispettoall’annoprecedente,raggiungendountotalediquasi9,4milioniditep.Lacrescitaètrainatadalmercatoorganizzato, sul quale i volumi scambiati si sonoportati a5,5milionidi tep, inaumentodel47%sull’annoprecedente. Incontrotendenza, invece,

lequantitàscambiatebilateralmenteche,conuncalodel22%,scendonoa3,8milioniditep.(Fig2.4.5).

Perquantoriguardal’andamentodeivolumiperlediversetipologie,laquotasultotaledeititolidiTipoII, che pur si confermano i più scambiati sia sul mercato organizzato sia bilateralmente, registra unabattutad’arresto inentrambi icomparti (mercato:45,4%,-8,5p.p.;bilaterale:50,4%,-11,2p.p.),mentrecomplessivamenteinaumentosull’annoprecedenterisultaquelladeititolidiTipoIeTipoIICAR(Fig.2.4.6.).

Aumento dei volumi scambiati sul mercato

TEE – Volumi scambiati

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

2006 2007 2008* 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

milioni di tep

Volumi mercato Volumi bilaterali

* I dati sui prezzi bilaterali sono disponibili a partire dal 1° aprile 2008 data in cui è entrato in vigore l’obbligo di comunicazione del prezzo delle transazioni bilaterali attraverso il Registro TEE gestito dal GME, introdotto dalla delibera n. 345/07 dell’AEEG

0,0 0,2 0,5 1,0 1,0 1,3 2,5 2,8

3,5 3,8

5,5

0,2 0,3 0,8

1,4 2,1

2,8

5,1 5,4

8,3

4,9

3,8

Fig. 2.4.5

77


Ancora in crescita la concentrazione sui due lati del mercato

TEE - Mercato: Quote operatori

TEE - Struttura dei volumi scambiati

100,0%

94,5%

85,5% 83,8%

77,4%

70,4%

77,9% 79,2%

72,7% 76,2% 77,3% 77,5% 78,4%

57,7%

64,5%

53,6%

44,9%

61,8% 57,2%

41,1%

52,6% 56,0%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 CR10 CR3

82,8%

71,2%

61,5%

54,5%

47,3%

54,0%

47,5%

35,2% 35,7% 32,6%

35,3%

41,9% 39,7%

36,3%

26,9%

19,4%

30,0%

21,3%

13,0% 15,3% 14,4%

17,4%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 CR10 CR3

Fig. 2.4.7

Fig. 2.4.6

ACQUISTI VENDITE

Siconfermailtrendchenegliultimitreannihavistounlieveaumentodellaconcentrazionedelmercatosialatoofferta,dopoladiscesaregistratatrail2012eil2014,chelatodomanda.Illatodelladomandarimaneilpiùconcentrato,contassidiconcorrenzialitàcalcolatitramiteilConcentrationRatio(CR)inulteriorelieveaumentosiasuiprimitreoperatori(CR3:56%,+3,4p.p.)chesuiprimidieci(CR10:77,3%,+1,1p.p.).Andamentoanalogoanchesullatoofferta,sulqualesimantienetuttaviaunlivellodiconcentrazionedecisamentepiùbasso(CR3:17,4%,+3p.p.;CR10:35,3%,+2,7p.p.)(Fig.2.4.7).

* I dati sui prezzi bilaterali sono disponibili a partire dal 1° aprile 2008 data in cui è entrato in vigore l’obbligo di comunicazione del prezzo delle transazioni bilaterali attraverso il Registro TEEgestito dal GME, introdotto dalla delibera n. 345/07 dell’AEEG

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

Mercato

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

2006 2007 2008* 2009 2010 2011 2012 2013 2014 20162015

Piattaforma Bilaterale

Tipo I Tipo II Tipo II CAR Tipo III Tipo V

66,1%

74,1% 73,2%

65,6% 59,2% 57,4%

46,1%

33,6% 32,0% 26,7%

32,4% 33,7%

25,9% 21,0%

29,3% 33,0% 32,5% 31,0%

46,4% 51,8% 53,9%

45,4%

1,6% 3,6% 7,7% 10,5% 0,2% 0,0% 5,8% 5,1%

7,8% 10,1%

23,0% 18,3%

12,6% 11,7% 11,7%

80,1% 75,0%

64,9%

57,6%

30,8%

31,7% 25,0%

19,5% 24,3%

19,3% 19,3%

27,1% 26,9% 32,7%

38,2%

54,8%

61,6%

50,4%

3,3% 6,7% 10,1%

21,2%

0,7% 5,7% 8,0%

15,5%

36,5%

26,8% 13,4% 8,8%

4,1%

78


APPROFONDIMENTO

Decreto interministeriale 11 gennaio 2017 - nuove regole per i certificati bianchiConDecretoministerialedell’11gennaio2017,pubblicatosullaGazzettaUfficialeSerieGeneralen.70del24marzo2017,ilMinisterodelloSviluppoEconomicohaapprovatogliobiettiviquantitativinazionalidirisparmioenergeticochedevonoessereperseguitidalleimpresedidistribuzionedienergiaelettricaegaspergliannidal2017al2020attraversoilmeccanismodeiCertificatiBianchi,nonchéstabilitocriteri,condizioniemodalitàdirealizzazionedeiprogettidiefficienzaenergeticanegliusifinaliperl’accessoalmedesimo meccanismo.Nelseguito,siriportaunabrevesintesideiprincipalicontenutidelnuovoDecreto-invigoredal4aprile2017-ilqualeintroducediversielementidinovitàrispettoalprecedentequadronormativo.

Isoggettitenutialconseguimentodegliobblighiannuidiincrementodell’efficienzaenergeticanegliusifinalidienergiaelettricaedigas(c.d.“soggettiobbligati”)sono:• i distributori di energia elettrica che, alla data del 31 dicembre di due anniantecedentiall’annod’obbligoconsiderato,hannopiùdi50.000clientifinaliconnessi

allapropriaretedidistribuzione;• i distributori di gas naturale che, alla data del 31 dicembre di due anni antecedenti all’anno

d’obbligoconsiderato,hannopiùdi50.000clientifinaliconnessiallapropriaretedidistribuzione.

Gliobiettiviquantitativinazionaliannuidi risparmioenergeticodaconseguirenelperiodo2017-2020attraversoilmeccanismodeiCertificatiBianchisono:• 7,14milionidiTEPdienergiaprimarianel2017;• 8,32milionidiTEPdienergiaprimarianel2018;• 9,71milionidiTEPdienergiaprimarianel2019;

• 11,19milionidiTEPdienergiaprimarianel2020.

IsoggettiobbligatidevonoconseguireunaquotadegliobiettiviquantitativinazionalimedianterisparmiassociatialrilasciodiCertificatiBianchi.Inparticolare,idistributoridienergiaelettricadevonorealizzareunariduzionecomplessivadeiconsumidienergiaprimaria,espressainnumerodiCertificatiBianchi,secondoleseguentiquantitàecadenzeannuali:• 2,39milionidiCertificatiBianchi,daconseguirenell’anno2017;• 2,49milionidiCertificatiBianchi,daconseguirenell’anno2018;• 2,77milionidiCertificatiBianchi,daconseguirenell’anno2019;

• 3,17milionidiCertificatiBianchi,daconseguirenell’anno2020.

Specularmente,idistributoridigasnaturaledevonorealizzareunariduzionecomplessivadeiconsumidienergiaprimaria,espressainnumerodiCertificatiBianchi,secondoleseguentiquantitàecadenzeannuali:• 2,95milionidiCertificatiBianchi,daconseguirenell’anno2017;• 3,08milionidiCertificatiBianchi,daconseguirenell’anno2018;• 3,43milionidiCertificatiBianchi,daconseguirenell’anno2019;• 3,92milionidiCertificatiBianchi,daconseguirenell’anno2020.

Ognisingolaimpresadidistribuzionedielettricitàegasnaturaledeveadempierepro-quotaaipredettiobblighi,secondounaripartizionedefinitaannualmentedall’AEEGSI.

Soggetti obbligati

Obiettivi quantitativi nazionali annui di risparmio energetico

Obblighi annui di incremento dell’efficienza energetica negli usi finali di energia elettrica e di gas

79


IlnuovoDecretoprevedecheiprogettidiefficienzaenergeticaeirelativiinterventirealizzatiperrispettareipredettiobblighipossonoessereeseguiti:• medianteazionidirettedeisoggettiobbligati,odallesocietàdaessicontrollate

ocontrollanti;• medianteazionidelleimpresedidistribuzionedell’energiaelettricaedelgas

naturalenonsoggetteall’obbligo;• dasoggettisiapubblicicheprivatiche,pertuttaladuratadellavitautiledell’interventopresentato,

sono in possesso della certificazione secondo la normaUNICEI 11352, o hannonominatounespertoingestionedell’energiacertificatosecondolanormaUNICEI11339,osonoinpossessodiunsistemadigestionedell’energiacertificatoinconformitàallanormaISO50001.

Nelcasoincuiilsoggettotitolaredelprogettoeilsoggettoproponentenoncoincidano,talecertificazioneèrichiestaperilsolosoggettoproponente.

IlDecreto11gennaio2017prevedeunmetododivalutazionedeirisparmiconseguiti,medianteiprogettidi efficienza energetica, sia “a consuntivo” che “standardizzato”. Diversamente daquanto previsto nel precedente quadro normativo, non viene invece confermato ilmetododivalutazione“analitico”.PerquantoconcernelemodalitàdiriconoscimentodeiCertificatiBianchi,l’erogazionedei titoli avviene sulla base delle rendicontazioni dei risparmi conseguiti per unmassimodianniparialla“vitautile”deiprogetti,laqualenonpotràsuperarei10anni.InfasedipresentazionedelladomandadiriconoscimentodeiCertificatiBianchi,ilsoggettoproponenteavràcomunquefacoltàdirichiedereunamaggiorazionedel20%deiCertificatiBianchidurantelaprimametà della vita utile del progetto, che sarà poi compensata nella secondametà della vita utile (conapplicazionerispettivamentedeicoefficientimoltiplicativik1=1,2eK2=0,8).Alriguardo,sisegnalacheil nuovoDecreto non prevede più l’applicazione del coefficiente di durabilità (c.d. “coefficiente tau”),precedentementeprevistoqualefattoremoltiplicativodeirisparmienergeticiriconosciutinell’arcodellavitautiledegliinterventi.ICertificatiBianchiriconosciutiperiprogettidiefficienzaenergeticapercuisiastatapresentataistanzadi incentivodopol’entrata invigoredelnuovoDecreto,sonocumulabiliconaltri incentivinonstatalidestinatialmedesimoprogetto,neilimitiprevistieconsentitidallanormativaeuropea.

ICertificatiBianchioggettodiemissionesonosuddivisibiliinquattrotipologie:• ditipoI,attestantiilconseguimentodirisparmidienergiaprimariaattraverso

interventiperlariduzionedeiconsumifinalidienergiaelettrica;• ditipoII,attestantiilconseguimentodirisparmidienergiaprimariaattraverso

interventiperlariduzionedeiconsumidigasnaturale;• ditipoIII,attestantiilconseguimentodirisparmidiformedienergiaprimariadiversedall’elettricità

edalgasnaturalenonrealizzatinelsettoredeitrasporti;• ditipoIV,attestantiilconseguimentodirisparmidiformedienergiaprimariadiversedall’elettricità

edalgasnaturale,realizzatinelsettoredeitrasporti.

Viene pertantomeno la tipologia autonoma dei titoli II-CAR (attestanti il conseguimento di risparmidi energia primaria ottenuti su impianti di cogenerazione ad alto rendimento, allo stato ricondottanell’ambitodeiTEEdi tipo II),e le tipologie INedE (emessecomepremialità in relazionealgradodiinnovazionetecnologicaeperlariduzionedelleemissioniinatmosferadeic.d.“grandiprogetti”)previstedalprecedentequadronormativo.

Soggetti ammessi alla realizzazione dei progetti di efficienza energetica

Metodi di valutazione/certificazione dei risparmi e modalità di riconoscimento dei Certificati Bianchi

Tipologie di Certificati Bianchi rilasciati in fase di emissione

80


Il Decreto prevedemisure volte a favorire l’adempimento degli obblighi previsti ed, in particolare, lapossibilitàper i soggetti obbligati di beneficiaredidue scadenze temporali anzichédell’unica scadenza finale prevista invece dal precedente quadro regolatorio. Inparticolare,isoggettiobbligati,fermarestandolascadenzadell’annod’obbligofissataal31maggiodell’annosuccessivo,potrannocomunicarealGSE iCertificatiBianchi

posseduti,aifinidel relativoannullamento,anchenell’ambitodellascadenza intermediafissataal30novembrediciascunannosolare.Intaleambito,giovasegnalareche,aisensidell’Art.14,comma14.3,delDecreto,qualoraunsoggettoobbligatoconsegualacoperturadelproprioobbligoannualeperunapercentualedellostessoinferioreal100%–mainognicasoalmenopariallasogliaminimadel60%(c.d.obiettivominimo)–alfinedinonincorrerenellesanzionipreviste,potràcompensarelaquotaresiduadel40%nelcorsodellescadenzediannullamentoprevistenell’annod’obbligosuccessivo.Taleschemadivergedalprecedente,ilqualegarantivalapossibilitàperciascunsoggettoobbligatodicompensarelaquotaresiduadel40%conunatempisticapiùestesa,ovveronell’ambitodeidueannid’obbligosuccessivi.

Intaleambito,ilDecretointroduceilprincipiodell’unificazionedellediversetipologiediTEEaifinidellerelativeattivitàdiscambio.Inparticolare,l’articolo16,comma16.3,delnuovoDecretoprevedecheiCertificatiBianchi“possono essere oggetto di libera contrattazione tra le parti, ovvero di contrattazione nel mercato organizzato dal GME, unificato per tutte le tipologie di titoli, secondo modalità definite dall’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico”.

A partire dal 2017, entro il 31 gennaio di ogni anno, il GSE, avvalendosi del supporto del GME,trasmette al Ministero dello Sviluppo Economico, al Ministero dell’Ambiente edellaTuteladelTerritorioedelMare,allaConferenzaUnificata,eall’AEEGSIunarelazione sull’attività svolta e sui progetti realizzati nell’ambito del Decreto. Larelazionedevecontenere:

a) informazionistatistichesulnumeroelatipologiadeiprogettipresentati,iviinclusalalocalizzazioneterritorialedegliinterventi;

b) laquantificazionedeirisparmirealizzatinelcorsodell’annodiriferimento,espressiinmilioniditonnellateequivalentidipetrolio(TEP)evalidiperilconseguimentodegliobiettiviquantitativinazionaliannuidirisparmioenergetico;

c) ilnumerodiCertificatiBianchiemessinell’annodiriferimento;d) leprevisioniperl’annod’obbligosuccessivoriguardoalleinformazionidicuiallelettereb)ec);e) l’andamentodelletransazionideiCertificatiBianchi,nonchéilrapportotrailvolumecumulato

dei Certificati Bianchi e il valore degli obblighi quantitativi nazionali annui di incrementodell’efficienzaenergeticaprevistidalDecreto(entrambiivaloririferitiall’annoprecedente).

Inoltre,ilDecretoprevedecheilGMEsegnalitempestivamente,alMinisterodelloSviluppoEconomico,alMinisterodell’AmbienteedellaTuteladelTerritorioedelMareeall’AEEGSI,eventualicomportamenti,verificatisi nello svolgimento delle transazioni dei Certificati Bianchi, che risultino non rispondenti aiprincipiditrasparenzaeneutralità.

Verifica del conseguimento degli obblighi

Reportistica relativa allo stato di attuazione delle disposizioni del Decreto

Nuove modalità di negoziazione - unificazione delle tipologie ai fini delle attività di scambio dei Certificati Bianchi

81


2.4.2 Le Garanzie di Origine (GO): Mercato, Piattaforma Bilaterale e Aste del GSE

Nel2016ilprezzomediodelleGOharegistratounaumentosignificativosulMercato(M-GO),portandosia 0,21 €/MWh (+0,16 €/MWh) e risultando, per la prima volta dall’avvio dellenegoziazioni,superioreallivellorilevatosullapiattaformadelletransazionibilaterali(PB-GO),paria0,14€/MWh,anch’essoincrescitasul2015,sebbeneinmodomenomarcato.IncrescitaancheiprezzidelleGOassegnateattraversoleAstedelGSEparia0,25€/MWh(+0,13€/MWh)elegatialprezzobased’astaoffertodalGSE(Fig.2.4.8).

Prezzi in aumento sul mercato organizzato, sulla piattaforma bilaterale e aste

GO - Prezzi Medi

0,04

0,08

0,12

0,16

0,20

0,24

0,28

2012 2013 2014 20162015

€/MWh

Mercato Bilaterali Asta

0,11

0,06

0,07 0,05

0,21

0,18

0,1

0,09

0,1

0,14

0,09

0,21

0,1 0,12

0,25

Fig. 2.4.8

82


L’analisideiprezzimedipertipologiadiimpiantomostrasulM-GOunaoscillazionetra0,16-0,27€/MWhperlegaranzieconannodiproduzione2015etrai0,15-0,20€/MWhperlegaranzieconannodiproduzione2016. LaPB-GOmostraprezzimedicompresitra0,11e0,28€/MWhperleGOriferiteallaproduzionedel2015,mentreperl’annodiproduzione2016,iprezzioscillanofra0,13-0,31€/MWh,conunaeccezioneperilprezzomediodellatipologia2016GOEolicoparia0,33€/MWh.

Fig. 2.4.9

€/MWh

-

0,19

0,16

0,19

0,20

0,20

-

-

0,27

0,15

0,13

0,33

0,11

0,23

0,12

0,13

0,28

0,31

0,13

0,31

0,20

0,19

-

-

0,17

0,22

0,25

0,29

0,28

0,22

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35

2015_Eolico

2016_Eolico

2015_Geoterm.

2016_Geoterm.

2015_Idroel.

2016_Idroel.

2015_Solare

2016_Solare

2015_Altro

2016_Altro

Mercato Piattaforma bilaterale Asta GSE

GO – Prezzi per tipologia e anno di produzione. Anno 2016

83


Nel 2016 i volumi scambiati sul mercato risultano in aumento rispetto ai volumi del 2015 (+6,6%).Crescono anche le contrattazioni bilaterali (+14,4%), che continuano ad esserepredominanti.Increscita,nelcorsodell’anno,ancheivolumiassegnatitramiteasta,paria18,26TWh,nonostantel’aumentodelprezzoabased’asta,conunincrementodellequantitàoffertedalGSE,passatedai30milionidiMWhdel2014,aicirca100milionidiMWhdel2016(Fig.2.4.10).

Nel2016sullaPiattaformabilateralesiconfermalatendenzaascambiareprevalentementelegaranzierelativeall’annodiproduzioneprecedente(GO2015),mentresulMercatosiassisteadunainversione,conunaquotadiscambidiGOrelativeall’anno2016maggiorerispettoaquelladell’annodiproduzioneprecedente.

GO – Volumi scambiati

0

9

18

27

45

36

54

63

72

81

90

TWh

Mercato Piattaforma Bilaterale Infragruppo Asta GSE

0,47 1,34 0,47 0,11 0,11 1,75

41,29 44,01 46,08 52,69

0,04

0,50 0,49

1,02

14,87

1,42

0,01 0,64

4,69

18,26

2012 2013 2014 2015 2016

Fig. 2.4.10

Fig. 2.4.11

Predominanza della contrattazione bilaterale, volumi in aumento sulle aste

GO - Struttura dei volumi scambiati per anno di produzione

0

10

20

30

40

50

60

2012 2013 2014 2016

TWh

anno di trading

0,0

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

2012 2013 2014 20162015

TWh

anno di trading

100,0%

86,7%

13,3%

97,2%

2,8%

97,9% 2,1%

34,6% 65,4%

Mercato 2012 2013 2014 2015 2016

100,0%

87,1%

12,9%

93,5%

6,5%

2015

87,4%

12,6%

85,5%

14,5%

Piattaforma bilaterale 2012 2013 2014 2015 2016

84


Considerandosololatipologiadiimpiantoacuilagaranziasiriferisce,indipendentementedall’annodiproduzione,iltitolopiùscambiatonelmercatoorganizzatorisultaAltro,con67milaMWh(59,9%deltotale),seguitodall’Eolico,chehapesatoperil27,5%.NellaPiattaformaBilaterale,invece,gliscambisisonoconcentratisullatipologiaIdroelettricocon45milionidiMWh,pariall’85,4%deltotale(Fig.2.4.12).

GO - Struttura dei volumi scambiati. Anno 2016

Eolico 5,8%

Geotermico 2,8%

Idroelettrico 85,4%

Solare 2,9%

Altro 3,1%

Piattaforma bilaterale

Eolico 27,5%

Geotermico 4,5%

Idroelettrico 8,1% Solare

0,0%

Altro 59,9%

Mercato

Fig. 2.4.12

85


2.4.3 I Certificati Verdi (CV): Mercato e Piattaforma Bilaterale

Nel2016,inapplicazionedelledisposizionidicuialdecretodelMinisterodelloSviluppoEconomicodel6luglio2012(c.d.Decreto FER elettriche)ed,inparticolare,delleprevisioniadottateinattuazionedell’articolo24deld.lgs.3marzo2011,n.28, in temadicessazionedelmeccanismodeicertificativerdi, ilGMEhaprocedutoallachiusuradeisistemidiscambioenegoziazionedeicertificativerdi,determinando,apartiredal1°luglio2016,lacessazionedell’operatività del Mercato dei certificati verdi (MCV) e della Piattaforma per la registrazione delletransazionibilateralideicertificativerdi(PBCV).Nelsemestredifinemeccanismo,perquantoriguardaivolumi,sulmercatoorganizzatoesullapiattaformadeibilateralisonostatiscambiatioltre9TWh,peril65,4%relativiaiCV_2015,dicui1,3TWhsuMCV.

Andamento di fine meccanismo

CV – Volumi scambiati

0,0

10

20

30

40

50

2006 2005 2007 2008* 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 2016**2015

TWh

Volumi mercato Volumi bilaterali Volumi sessioni dedicate GSE

* I dati bilaterali sono disponibili a partire dal 1 gennaio 2009 data in cui è entrato in vigore l’obbligo di comunicazione del prezzo e delle quantitàdelle transazioni bilaterali a seguito dell'approvazione del d.m. 18 dicembre 2008.** I dati sono riferiti al periodo Gennaio - Giugno

1,1 0,5 0,4 0,8

1,8 2,6 4,1 3,8 7,6 8,2 6,9

1,3

21,6 22,8

27,0 28,5

37,2 34,9 29,8

8,0

4,2

0,6

0,0

Fig. 2.4.13

86


Nelsemestreinesame,infatti,inconseguenzadellaprogressivariduzione,apartiredal2013,dellaquotad’obbligo,azzeratasinel2015,siasulMCVchesullaPBCVsonostatiscambiatiprevalentementecertificativerdiemessinel2015eresidualiquantitàdicertificatirelativiadannid’obbligoprecedenti.

Relativamenteaicertificatiscambiati,nell’ultimosemestredinegoziazione, ilprezzomedioponderatoosservatosulmercato(MCV),aprescinderedallatipologiaedalperiododiriferimento,sièattestatoa97,97€/MWh(+2,06%sulprimosemestre2015),livelloleggermenteinferiorealprezzodiritirodelGSE(100,08€/MWh)23,masuperioreaquellorilevatosullaPBCV(94,45€/MWh),alnettodelletransazioniregistrateconprezzopariazero.

23 A partire dal 2009, con l’introduzione del DM del 18 dicembre 2008 “Incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell’articolo 2, comma 150, della legge 24 dicembre 2007, n. 244”,ilGSE,agendocomeacquirentediultimaistanza,èstatoingradodiassorbirecompletamentel’offertaeccedente,garantendounperfettobilanciamentodimercato.Ildecretolegislativo3marzo2011,n.28hapoiprevistocheilprezzodiritirodeiCVineccessoperleproduzionideglianni2011-2015siaparial78%delprezzodiriferimentodeiCVdelGSE.Quest’ultimoèparialladifferenzatra180€edilprezzomediodicessionedell’energiaelettricarelativoall’annoprecedenteaquellodelritiro,comecalcolatodall’AEEGSI.IlprezzodiriferimentoperilmercatodeiCVperl’anno2015èstatoparia124,90€/MWh,dacuiilprezzodiritirodeiCVrilasciatiperleproduzionidafontirinnovabilidell’anno2015èrisultatoparia100,08€/MWh.

CV - Volumi scambiati per periodo di riferimentoFig. 2.4.14

Y rappresenta l'anno di riferimento dei CV il cui anno di emissione coincide con il primo anno di trading* I dati bilaterali sono disponibili a partire dal 1 gennaio 2009 data in cui è entrato in vigore l’obbligo di comunicazione del prezzo e delle quantità delle transazioni bilaterali a seguitodell'approvazione del d.m. 18 dicembre 2008.** I dati sono riferti al periodo Gennaio - Giugno

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2016**2015

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

2008 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Y Y-1 Y-2 Y-3

62,0% 67,1%

61,4% 58,5%

65,1%

50,3% 56,4%

51,4%

33,9%

25,5%

37,5% 39,7%

31,8% 48,3% 39,6% 37,3%

76,4%

4,1% 7,0%

0,9% 1,8% 3,0% 1,1% 3,8% 8,9%

12,4%

0,0% 0,4% 0,2% 0,1% 0,2% 0,2% 0,2% 2,4% 11,1%

58,7%

50,6% 53,1%

48,4%

42,5%

42,1% 44,7%

31,8% 48,0%

45,2% 39,0%

55,3%

38,7% 28,3%

63,6%

9,1%

1,2% 1,7%

12,4%

1,4%

18,7% 19,0%

9,7%

0,4% 0,2% 0,0% 0,2% 0,8% 0,5% 8,0%

26,7%

Mercato

Piattaforma Bilaterale

2016**

87


CV – Prezzi Medi

70

76

82

88

94

106

100

112

118

124

2005 2006 2007 2008* 2009* 2010 2011 2012 2013 2014 2016** 2015

€/MWh

Prezzo medio mercato Prezzo medio bilaterale Prezzo medio bilaterale (pz>1)

* I datibilaterali sono disponibili a partire dal 1 gennaio 2009 data in cui è entrato in vigore l’obbligo di comunicazione del prezzo e delle quantità delletransazioni bilaterali a seguito dell'approvazione del d.m. 18 dicembre 2008.** I dat sono riferti al periodo Gennaio - Giugno

97,35

110,40

120,19

78,75

88,46 84,41

82,25

76,13

83,73

92,71

96,96 97,97

88,08

82,07

78,33

74,84

78,52

84,11 89,39

85,97

94,45

Fig. 2.4.15

Fig. 2.4.16

CV - Andamento dei prezzi di mercato rispetto al prezzo di ritiro

50

60

70

80

90

100

110

120

130

€/MWh

Prezzo di riferimento GSE

Prezzo di ritiro GSE

fase a) fase b) fase c)

RELAZIONE ANNUALE 2016

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