A settembre gli scambi di energia nel Mercato del Giorno Prima (MGP) segnano, per il terzo mese consecutivo, un aumento su base annua (+3,3%) che, diversamente da luglio e agosto, non pare riconducibile primariamente a fattori climatici o di calendario.
Il Gestore dei Mercati Energetici (GME) spiega nella sua Newsletter mensile (vedi link in basso) che anche per l’offerta nazionale, in calo tendenziale da oltre due anni, a settembre torna il segno positivo (+3,3%); aumentano ancora le vendite degli impianti a gas (+9,2%), mentre tra le fonti rinnovabili, sostanzialmente stabili rispetto a settembre 2014, cresce la fonte eolica ed idraulica, diminuisce la fonte solare scambiata in Borsa. I volumi scambiati, ai massimi dal 2010 per il mese di settembre, spingono la liquidità del mercato a 66,2%.
Il PUN o prezzo medio di acquisto (Prezzo unico nazionale), in calo sia rispetto ad agosto che su base annua, scende sotto i 50 €/MWh riavvicinandosi ai bassi livelli su cui aveva stazionato prima dei rialzi di luglio (vedi tabella e grafico, clicca per ingrandire).
Anche il Mercato a Termine dell’energia elettrica registra un generale ribasso dei prezzi, più accentuato per i prodotti mensili; l’annuale 2016 baseload chiude il mese a 47 €/MWh. Il PUN, dopo la flessione congiunturale di agosto, segna una nuova diminuzione sul mese precedente (-3,33 €/MWh, -6,3%), portandosi a 49,39 €/MWh. Nel confronto su base annua, il PUN torna a registrare un deciso ribasso tendenziale (-8,58 €/MWh, -14,8%), invertendo il trend dei precedenti 7 mesi.
L’analisi per gruppi di ore rivela riduzioni tendenziali dello stesso ordine di grandezza sia nelle ore di picco (-9,01 €/MWh, -14,1%) che in quelle fuori picco (-8,34 €/MWh, -15,3%), con prezzi attestatisi rispettivamente a 54,91 €/MWh e a 46,19 €/MWh.
Pressoché invariato, pertanto, il rapporto picco/baseload, pari a 1,11. Alla seconda flessione congiunturale consecutiva anche tutti i prezzi di vendita (tra -2,9% del Nord e -11,7% del Sud) che come il Pun, per la prima volta da gennaio, registrano in tutte le zone anche una decisa riduzione su base annua.
La più intensa in Sicilia (-35,2%), che pur confermandosi la zona dal prezzo di vendita più alto, 56,84 €/MWh, riduce sensibilmente il differenziale con le altre zone, attestatesi tutte sotto i 50 €/MWh con un minimo al Sud di 46,83 €/MWh.
I volumi di energia elettrica scambiati nel Sistema Italia, ancora in rialzo sullo stesso mese del 2014, si portano a 24,2 milioni di MWh (+3,3%). Deciso l’incremento degli scambi nella Borsa elettrica, pari a 16 milioni di MWh (+6,5%), mentre si riducono gli scambi over the counter, registrati sulla Pce e nominati su MGP, scesi a 8,2 milioni di MWh (-2,3%). La liquidità del mercato, in aumento sia rispetto ad agosto (+1,4 p.p.) che ad un anno fa (+2,0 p.p.), come detto, sale al 66,2%.
Gli acquisti nazionali, al terzo incremento tendenziale consecutivo, si portano a 23,8 milioni di MWh (+2,7%). Rialzi in doppia cifra per gli acquisti delle zone centrali (superiori al 16%) e del Sud (+23,0%), mentre si riducono quelli del Nord (-2,3%) e delle zone insulari (-19,1% la Sicilia; -15,9% la Sardegna).
In crescita anche gli acquisti sulle zone estere, pari a 468mila MWh (+57,5%), ai massimi annuali in media oraria. Le vendite di energia elettrica delle unità di produzione nazionale, con un aumento del 3,4% su settembre, sono salite a 20,4 milioni di MWh. A livello zonale, in evidenza il Sud (+28,5%); più debole la crescita al Nord (+1,6%) e in Sardegna (+4,4%); in calo, invece, le vendite nelle restanti zone. In aumento anche le importazioni che salgono a 3,8 milioni di MWh (+3%).
A settembre, si arresta il trend tendenziale negativo che ha caratterizzato, da inizio anno, le vendite da impianti a fonte rinnovabile che, nel mese, si stabilizzano sui livelli di un anno fa, pari a 7,6 milioni di MWh (+0,2%). Tornano positive le vendite degli impianti eolici (+23,9%) e crescono anche quelle degli impianti geotermici (+5,9%), mentre permangono in flessione tendenziale, la nona consecutiva, le vendite degli impianti solari (-10,8%). Ancora in aumento, invece, le vendite da impianti a fonti tradizionali (+6%), tra cui si riducono solo quelle a carbone (-12,5%). Contenute variazioni sia per la quota delle fonti rinnovabili, attestatasi al 37,1% (-1,2 punti percentuali), che per la quota degli impianti termoelettrici tradizionali, con il gas che sale al 39,5% (+2,1 p.p.).
A settembre il market coupling ha allocato, mediamente ogni ora, sulla frontiera settentrionale una capacità di 2.312 MWh, di cui 1.806 MWh sul confine francese (78,1% del totale), 198 MWh su quello austriaco e 309 MWh su quello sloveno, con un flusso di energia in import per la quasi totalità delle ore sulle prime due frontiere, mentre su quella slovena si è registrato un flusso in export nel 18,2% delle ore.
La capacità disponibile in import (Ntc), cresce sulla frontiera slovena (+3%) e francese (+3,6%), diminuisce su quella austriaca (-2,5%). Sulle frontiere austriaca e francese, attraverso il market coupling, è stato allocato rispettivamente il 76,6% e il 72,4% della capacità disponibile, lasciando all’asta esplicita il 19,5 e il 21,8%. Sulla frontiera slovena, invece, la NTC è stata allocata per il 56,6% tramite market coupling (91,2% nel 2014) e solo per l’1,8% tramite asta esplicita, il restante 41,6% della capacità non è stata utilizzata.
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