Durante il Q2 2023 si conferma il trend al ribasso dei prezzi dell’energia. In particolare, i valori medi del PUN per i mesi di aprile, maggio e giugno sono stati rispettivamente 135, 106 e 105 Euro/MWh. Tale risultato è principalmente imputabile alla riduzione del prezzo del gas, il quale ha continuato anche durante il Q2 2023 la discesa iniziata a fine 2022, principalmente grazie al perpetuarsi del ribasso della domanda di gas, diminuita di oltre il 20% rispetto ai valori storici a partire da ottobre 2022 in tutta Europa assestandosi nel range 30-40 Euro/MWh. Sono i dati che emergono dall’ultimo rapporto sull’andamento dei mercati realizzato da ITALIA SOLARE.
“I prezzi dell’energia elettrica nel corso del 2° trimestre 2023 hanno continuato a calare a seguito della scarsità della domanda (consumi dell’industria energivora strutturalmente ridotti) e della buona offerta derivante dal meccanismo di remunerazione delle centrali a carbone come unità ‘essenziali’ e dal notevole recupero dell’idroelettrico, tuttora a buoni livelli. Gli stoccaggi gas sono già piuttosto pieni e il nucleare francese sembra almeno per ora aver risolto i problemi dei fermi per manutenzione, al momento non si prevedono particolari tensioni sui prezzi nemmeno nei prossimi mesi”, commenta Stefano Cavriani, Co-cordinatore del Gruppo di Lavoro Mercato elettrico di Italia Solare.
I volumi acquistati su MGP nei mesi di maggio e giugno 2023 sono scesi rispettivamente del 5,6% e del 9,5% rispetto ai valori di tali mesi registrati nel 2022. Insieme a una produzione da rinnovabili non particolarmente alta, il calo della domanda di energia ha inoltre limato gli spread zonali, che sono stati molto bassi, soprattutto se comparati agli spread zonali relativi al Q2 dell’anno scorso. Infine, gli ultimi mesi abbastanza piovosi hanno impattato positivamente sulle riserve idroelettriche, mitigando quindi il rischio di rialzi di prezzo estivi.
Durante il Q2 2023 il prezzo medio “catturato” dal profilo fotovoltaico è risultato più basso di circa il 5%-10% rispetto ai prezzi zonali base-load, i quali non hanno presentato delle differenze marcate su base oraria. Le uniche zone ad essersi distinte dalle altre sono la Sicilia e la Calabria, che durante il mese di maggio hanno registrato un solar-captured price del 91% e del 92%, valori leggermente più bassi rispetto alle altre zone.
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.
“La presenza strutturale di un significativo differenziale tra prezzi massimi e minimi registrati all’interno della medesima giornata, che nel tempo dovrebbe portare a una progressiva riduzione del prezzo catturato dalla tecnologia fotovoltaica, indurrà i produttori a valutare modalità sempre più sofisticate di gestione del rischio prezzo. Da questo punto di vista, i PPA e il capacity market rappresentano già oggi strumenti in grado di mitigare questo rischio. Ma in prospettiva sarà importante riflettere sulle opportunità offerte dai prodotti di time shifting, che consentiranno agli operatori di approvvigionarsi (virtualmente) di capacità di stoccaggio elettrico su basi temporali differenziate. Questi prodotti, assegnati tramite procedure concorsuali, consentiranno ai detentori di beneficiare dei differenziali di prezzo registrati nel corso di un periodo che andrà dal giornaliero al pluriennale, e potranno rappresentare anche un efficace complemento ai PPA”, spiega Marco Ballicu, Co-cordinatore del Gruppo di Lavoro Mercato elettrico di Italia Solare.
Nel corso degli ultimi 12 mesi il prezzo spot dell’energia in Italia è stato uno fra i più alti in Europa, se non il più alto, a causa dell’elevata dipendenza dal gas del nostro Paese.
Sebbene la differenza di prezzo fra Italia e penisola iberica sia giustificata da politiche diverse, poiché Spagna e Portogallo nei mesi passati hanno fissato un cap al prezzo dell’energia pagato dai consumatori, gli spread rispetto agli altri paesi derivano da mix energetici differenti.
L’uplift, ovvero il corrispettivo unitario a copertura dei costi del MSD per il Q2 2023 è stato pari a 0,95 Euro/MWh e per il Q3 sarà pari a 0,85 Euro/MWh, valori più bassi registrati negli ultimi sette anni, anche grazie agli effetti del «Sistema di incentivazione ai fini della riduzione dei costi di dispacciamento» previsto dall’ARERA per Terna per il periodo 2022-2024 e grazie all’introduzione del capacity market.
“Per quanto concerne i costi legati alla sicurezza e all’adeguatezza del sistema, l’andamento dell’uplift si mostra nel periodo considerato sotto controllo, sui valori minimi degli ultimi anni. Nel prossimo futuro potrebbe consolidarsi una modifica della struttura di questi costi, con il progressivo aumento dell’approvvigionamento di risorse a termine. Ai costi legati al meccanismo del capacity market, che permarranno a lungo almeno per quanto riguarda la capacità di nuova realizzazione, si aggiungeranno proprio quelli legati al finanziamento della capacità di stoccaggio elettrico deputata all’erogazione dei servizi di time shifting. Recentemente Arera ha a questo scopo previsto l’introduzione di un corrispettivo tariffario, che a differenza di quanto previsto per il capacity market non prevedrà una differenziazione oraria”, conclude Marco Ballicu.
Dopo avere raggiunto i massimi storici nel mese di febbraio 2023, il prezzo della CO2 durante il Q2 2023 ha oscillato nel range 75-95 Euro/Ton, presentando una discreta volatilità e senza assestarsi intorno ad un valore preciso. 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
