Mercato elettrico italiano – A fine Q3 2023 il PUN (Prezzo Unico Nazionale) sembrerebbe essersi assestato nel range 100-120 Euro/MWh, contro i 135 €/MWh del trimestre precedente. Infatti, il PUN medio di luglio e agosto è stato pari a 112 Euro/MWh, mentre il PUN medio di settembre è risultato pari a 115 Euro/MWh. Tale stabilizzazione può essere attribuita in primis alle scarse variazioni del prezzo del gas dell’ultimo periodo, soprattutto se comparate alle variazioni dei mesi passati: il prezzo spot medio registrato sul TTF durante il Q3 2023 è stato pari a 34 Euro/MWh, con un massimo di 44 Euro/MWh e un minimo di 25 Euro/MWh. Sono i dati che emergono dall’ultimo report sull’andamento dei mercati realizzato da ITALIA SOLARE.
Stefano Cavriani co-coordinatore del gruppo di lavoro Mercato e PPA di Italia Solare
Si sta assistendo a una pesante tendenza al ribasso delle quotazioni a termine, provocato dalla scarsità della domanda di gas e della domanda di energia elettrica a causa di una maggiore efficienza energetica, della chiusura o riduzione attività energivore e di una minore produzione energia elettrica da impianti CCGT.
Nonostante gli ultimi mesi siano stati caratterizzati da una volatilità dei prezzi contenuta, l’arrivo dell’inverno, con eventuali ondate di freddo, potrebbe causare un incremento della domanda intercontinentale di gas che potrebbe determinare un aumento di prezzo con conseguente innalzamento del prezzo dell’energia. A mitigare parzialmente questo rischio intervengono gli stoccaggi di gas europei, che alla fine del Q3 2023 avevano raggiunto livelli molto alti, superiori a quelli di tutti e 5 gli anni passati. In ogni caso, il prezzo dell’energia nel nostro paese soffrirebbe maggiormente, rispetto al resto dell’Europa, gli effetti di possibili rialzi del prezzo del gas a causa della nostra ancora forte dipendenza da tale combustibile.
Mercato elettrico italiano – Spread Zonali
Secondo il report, gli spread zonali nel Q3 2023 sono risultati abbastanza contenuti in tutte le zone tranne in Sardegna nel mese di settembre e in Sicilia a giugno e luglio.
La causa principale dello spread negativo in Sardegna è stata un’interruzione del funzionamento del cavo di collegamento dell’isola con il resto dell’Italia nel periodo 04-08 settembre. Infatti, durante tali giorni, la scarsa domanda locale unitamente a una forte produzione fotovoltaica ha avuto come conseguenza 73 ore con PZ pari a 0. Tale fenomeno mette in luce l’importanza dell’aumento della capacità di accumulo nei prossimi anni quando, grazie all’aumento di potenza fotovoltaica connessa alla rete, il numero di giornate caratterizzate da una overgeneration di energia rinnovabile durante le ore centrali del giorno aumenterà sensibilmente.
In Sicilia lo spread zonale positivo registrato durante i mesi di giugno e luglio è attribuibile a giorni durante i quali la domanda di energia è stata alta, soprattutto durante le ore serali, a causa del caldo intenso. Infatti, nei giorni compresi fra il 19 e il 25 luglio, in Sicilia sono stati registrati dei prezzi orari su MGP superiori a 200 Euro/MWh, fino a raggiungere un picco di 400 Euro/MWh durante la sera 25 luglio. Tali giorni sono stati i più caldi dell’anno, con temperature record che hanno sfiorato i 48°. Gli eventi appena descritti evidenziano l’entità dei possibili impatti dell’aumento delle ondate di calore, quindi del cambiamento climatico, sul sistema elettrico e sui prezzi dell’energia.
Solar captured-price
Durante il Q3 2023 il prezzo medio «catturato» dal profilo fotovoltaico è risultato più basso di circa il 5%-10% rispetto ai prezzi zonali base-load. Dal report si evince che l’unica zona ad essersi distinta dalle altre è stata la Sardegna, che durante i mesi di agosto e settembre ha registrato un solar-captured price rispettivamente pari a 89% e a 86%, valori più bassi rispetto alle altre zone.
I driver che hanno condotto a tali valori sono due: l’alta produzione da fonti rinnovabili e la scarsa domanda di energia per la regione Sardegna, dovuta come già detto a un’interruzione del funzionamento del cavo di collegamento con la penisola italiana. In prospettiva ci si aspetta che il solar captured-price diminuisca sensibilmente all’aumentare della potenza fotovoltaica installata e potrebbe verificarsi la c.d. ‘cannibalizzazione’ del prezzo, con diverse ore in cui i prezzi zonali diventano nulli o negativi e il prezzo di cattura del solare si riduce drasticamente.
Prezzi gas e CO2
Il prezzo medio del gas durante il Q3 2023 segnato nel report è stato pari a 34 Euro/MWh, con un massimo di 44 Euro/MWh e un minimo di 25 Euro/MWh. Il trend ribassista, iniziato al termine del 2022, è proseguito per tutto il 2023 riportando i valori ai livelli pre-crisi energetica. Tuttavia, potrebbero verificarsi aumenti repentini di prezzo a causa dell’evoluzione delle guerre in corso, oppure qualora la domanda di gas salisse come conseguenza di eventi climatici invernali estremi.
Dopo avere raggiunto i massimi storici nel mese di febbraio 2023, il prezzo della CO2 durante il Q2 e il Q3 2023 ha oscillato nel range 75-95 Euro/Ton, presentando una discreta volatilità fino a fine agosto.
Successivamente, durante il mese di settembre, sempre secondo il report, tale prezzo sembrerebbe essersi assestato intorno agli 80 Euro/MWh, con scarsa variabilità.
Importante sarà l’impatto del nuovo regolamento CBAM (Carbon Border Adjustment Mechanism), che entrerà in vigore nella sua fase transitoria a partire dal 1° ottobre 2023. Tale regolamento, una volta pienamente introdotto, permetterà di «catturare» più del 50% delle emissioni nei settori coperti dall’ETS.
Marco Ballicu co-coordinatore del gruppo di lavoro Mercato e PPA di Italia Solare
La riduzione delle quotazioni del gas naturale e di conseguenza dell’energia elettrica, tornate su valori più vicini, più confrontabili a quelli pre-crisi, rendono nuovamente evidente il peso della componente CO2 nella composizione dei prezzi power. Ciò consente alle fonti rinnovabili di preservare un importante elemento di competitività rispetto alle fonti fossili.