Outlook settimana 11. Aspetti chiave. PREZZO DELL ELETTRICITÁ GENERAZIONE. MERCATO DEI FUTURES short term

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Outlook settimana 11

€ PREZZO DELL’ELETTRICITÁ GENERAZIONE

MERCATO DEI FUTURES short term MERCATO DEI FUTURES long term

Aspetti chiave

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Il prezzo medio della settimana n. 11 è stato di 61,87 €/MWh.

Ha subito un aumento del +6,9% rispetto alla settimana precedente (57,87 €/MWh).

(Pag. 1)

Le quotazioni dei mercati futures a breve termine sono rimaste praticamente invariate:

(Pag. 4):

Q3 2020: -2,96%

Month 03 2020: +0,90%

Month 04 2020: -3,42%

Rispetto al totale delle vendite, sia le fonti rinnovabili che le tradizionali sono diminuite rispettivamente del -3,3% e del -3,6%.

Parallelamente, anche il carbone e l’eolica sono diminuiti rispettivamente del -13,6% e del -11%.

(Pag. 6)

I valori delle quotazioni dei mercati long term, rispetto alla settimana precedente, hanno subito le seguenti variazioni (Pag. 5):

CAL22: -1,47%

CAL23: -1,19%

CAL24: -0,30%

CAL25: -0,67%

(3)

3

PREZZI WEEK

Prezzo (€/MWh) W10 W11 Var.% CCT bl

NORD – Baseload 57,72 61,70 6,9%

0,25

NORD – Peak 65,25 66,57 2,0%

NORD – Offpeak 53,54 59,00 10,2%

CNORD – Baseload 57,72 61,70 6,9%

0,25

CNORD – Peak 65,25 66,57 2,0%

CNORD – Offpeak 53,54 59,00 10,2%

CSUD – Baseload 57,82 61,98 7,2%

0,04

CSUD – Peak 64,36 66,33 3,1%

CSUD – Offpeak 54,18 59,57 9,9%

SUD – Baseload 57,59 60,26 4,6%

0,69

SUD – Peak 63,73 61,50 -3,5%

SUD – Offpeak 54,18 59,57 9,9%

CALA – Baseload 57,59 60,63 5,3%

0,57

CALA – Peak 63,73 60,53 -5,0%

CALA – Offpeak 54,18 60,68 12,0%

SICI – Baseload 59,77 65,03 8,8%

-3,40

SICI – Peak 64,48 64,27 -0,3%

SICI – Offpeak 57,15 65,45 14,5%

SARD – Baseload 57,82 60,74 5,1%

0,45

SARD – Peak 64,36 62,85 -2,3%

SARD – Offpeak 54,18 59,57 9,9%

Prezzo (€/MWh) W10 W11 Var.%

PUN-Baseload 57,87 61,87 6,9%

PUN-Peak 64,93 65,95 1,6%

PUN-Offpeak 53,94 59,61 10,5%

PUN PREZZI ZONALI

PREZZI SETTIMANALI MERCATI EUROPEI

DE: 53,00 €/MWh ES: 30,62 €/MWh FR: 53,60 €/MWh IT: 61,87 €/MWh Fonte

VALORI ORARI (dati estrapolati da Janus)

Valore orario massimo Valore orario minimo

00 - 01 01-02 02-03 03-04 04-05 05-06 06-07 07-08 08-09 09-10 10-11 11-12 12-13 13 - 14 14 - 15 15 - 16 16 - 17 17 - 18 18 - 19 19 - 20 20 - 21 21 - 22 22 - 23 23 - 24 BASE

15/03/2021 46,73 41,04 37,28 35,03 33,41 40,92 55,60 62,47 63,57 57,56 53,13 51,45 47,69 47,81 52,83 56,46 60,99 63,01 66,01 72,00 65,39 62,46 59,30 55,00 53,63 16/03/2021 53,17 52,00 51,21 51,70 55,00 57,35 64,00 69,01 74,20 66,00 64,57 61,58 59,06 58,33 61,44 62,46 65,01 66,82 76,80 81,93 70,90 64,35 58,11 56,01 62,54 17/03/2021 52,50 49,77 49,10 48,70 49,10 52,33 61,20 63,21 64,00 62,52 57,52 57,28 54,82 53,30 54,69 57,58 62,93 68,54 78,01 87,18 72,51 67,37 65,41 60,46 60,42 18/03/2021 62,25 59,90 58,00 57,75 56,84 60,90 67,93 79,15 87,00 77,84 69,51 68,00 65,31 65,10 65,59 70,40 73,09 87,00 96,46 99,66 88,84 79,91 67,89 63,85 72,01 19/03/2021 61,09 60,41 58,00 58,73 57,91 60,38 67,02 71,56 71,53 63,74 61,00 60,73 59,20 59,40 61,00 62,11 64,00 67,89 76,03 76,10 69,25 63,46 60,64 60,11 63,80 20/03/2021 65,80 62,64 60,60 59,57 58,52 58,59 65,15 65,22 67,56 68,24 72,09 67,62 65,98 63,48 63,77 64,56 64,85 69,27 73,44 76,84 72,15 66,11 60,85 57,49 65,43 21/03/2021 58,11 51,65 51,70 50,44 49,33 52,77 52,13 52,00 51,58 52,26 51,65 51,65 53,32 48,74 44,40 47,51 50,73 60,60 69,00 74,21 70,41 66,43 62,49 53,47 55,27 Media 57,09 53,92 52,27 51,70 51,44 54,75 61,86 66,09 68,49 64,02 61,35 59,76 57,91 56,59 57,67 60,15 63,09 69,02 76,54 81,13 72,78 67,15 62,10 58,05 -

Settimana n.11 | 15 – 21 marzo 2021

(4)

4

h CALA CNORD CSUD NORD SARD SICI SUD

1 0,75 0,68 0,75 0,68 0,75 0,75 0,75

2 0,28 0,61 0,28 0,61 0,28 0,28 0,28

3 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32

4 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29 0,29

5 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45

6 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26

7 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98

8 1,87 1,74 1,74 1,74 1,74 1,87 1,74

9 3,91 2,86 3,48 2,90 3,48 3,91 3,02

10 3,22 3,23 3,07 2,34 3,07 3,22 3,72

11 3,71 2,74 2,59 1,94 2,88 3,71 4,41

12 3,22 0,84 3,14 0,67 3,20 3,22 3,79

13 1,62 1,25 1,02 1,74 0,89 1,62 1,17

14 1,65 1,05 1,41 1,35 1,38 1,65 1,60

15 1,67 1,68 1,32 1,70 1,75 1,67 1,82

16 2,97 1,75 1,54 1,75 1,30 2,97 1,96

17 2,10 1,84 2,10 1,84 2,10 1,81 2,10

18 2,00 1,66 2,00 1,66 2,00 3,59 2,00

19 1,27 1,54 1,27 1,41 1,27 4,72 1,27

20 1,91 3,00 1,91 1,60 1,91 6,58 1,91

21 1,67 2,39 1,36 2,55 1,36 3,22 1,36

22 1,36 0,65 0,65 0,65 0,65 4,31 0,65

23 1,66 1,36 1,36 1,36 1,36 2,59 1,36

24 1,92 1,92 1,92 1,92 1,92 1,32 1,92

Media dei Differenziali MGP - MI in valore assoluto

MERCATI INFRAGIORNALIERI

(Agg. 21/03/2021)

Prodotto

Quotazione Baseload

€/MWh 12/03/2021

€/MWh 19/03/2021

Var.%

Baseload III Tr 2021 65,80 63,85 -2,96%

Baseload Mar 2020 58,90 59,43 0,90%

Baseload Apr 2020 57,09 55,14 -3,42%

FUTURES EEX Short Term

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Italia

Italia CAL-21, 22, 23, 24

CAL

€/MWh 12/03/2021

€/MWh 19/03/2021

Var %.

22 61,90 60,99 -1,47%

23 59,06 58,36 -1,19%

24 56,46 56,29 -0,30%

25 56,74 56,36 -0,67%

FUTURES EEX Short Term

Fonte

-0,17 -0,33 -0,20 -0,24 -0,38 -0,24 -0,82 -0,92 -1,10 -0,36 -1,12

-1,36 5,89

12,42 19,53

15,38

10,42

4,83 5,82 5,22 6,27 8,24 11,06

8,80

-5 €/MWh 0 €/MWh 5 €/MWh 10 €/MWh 15 €/MWh 20 €/MWh 25 €/MWh

feb 2020 mar 2020

abr 2020

may 2020

jun 2020 jul 2020 ago 2020

sep 2020

oct 2020 nov 2020

dic 2020 ene 2021 Sbilanciamento Uplift

SBILANCIAMENTO VS. UPLIFT

Analisi Andamento Ultimi 12 Mesi

(5)

5 VOLUMI VENDUTI PER FONTE

Struttura delle vendite

38,1%

49,1%

3,0%

6,7% 0,4%

Fonti Rinnovabili Gas

Carbone Altre Pompaggio

Fonte MWh Var.%

Fonti tradizionali 2.588.698 -3,6%

Gas 2.164.338 -3,4%

Carbone 130.862 -13,6%

Altre 293.497 -0,3%

Fonti rinnovabili 1.801.513 -3,3%

Idraulica 770.425 -2,9%

Geotermica 108.039 -0,4%

Eolica 431.410 -11,0%

Solare 491.640 3,4%

Pompaggio 19.091 -7,0%

TOTALE 4.409.302 -3,5%

17,50%

2,50%

9,80%

11,20%

Idraulica Geotermica Eolica Solare

Fonti rinnovabili

INTERCONNESSIONI

Fonte

Frontiera GWh Var.% sett

AT > ITNORD 21,583 -1,25%

CH > ITNORD 563,256 -1,25%

FR> ITNORD 432,307 -0,87%

ITCNORD > ITNORD 53,179 -12,36%

ITNORD > ITCNORD 94,965 15,19%

SI > ITNORD 120,337 -18,07%

ITNORD > SI 0,882 -10,00%

VOLUMI VENDUTI, ACQUISTATI

Totale [MWh] Variazione [%]

VENDITE

Nazionale 4.409.302 -3,50%

Estero 1.139.994 15,90%

Totale 5.549.296 0,00%

ACQUISTI

Nazionale 5.487.575 0,40%

Estero 61.721 -28,90%

Totale 5.549.296 0,00%

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6 PREZZI 2020 al 22/01/2021

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PUN CALA NORD FV NORD CNORD FVCNORD CSUD FVCSUD SUD FVSUD SICI FVSICI SARD FV SARD

Gennaio 60,71 56,04 55,99 61,47 64,59 61,46 66,04 59,66 62,14 58,30 57,44 60,21 57,99 57,72

Febbraio 56,57 54,36 54,99 57,53 57,35 55,25 55,84 54,67 53,50 54,55 55,53 57,54 54,59 54,53

Marzo 59,37 58,80 57,65 59,12 59,07 59,12 59,91 59,33 58,29 58,68 56,70 62,77 55,73 58,91

Aprile Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre

Ottobre Novembre

Dicembre

Media 58,88 56,40 56,21 59,37 59,86 58,61 60,06 57,88 57,57 57,18 56,48 60,17 56,01 57,05

61,47 64,59 NORD FV NORD

61,46 66,04 CNORD FV CNORD

59,66 62,14 CSUD FV CSUD

58,30 57,44

SUD FV SUD

56,04 55,99 CALA FV CALA

60,21 57,99 SICI FV SICI 57,72 58,51

SARD FV SARD

(7)

7 PREZZI MEDI MENSILI (Agg. 21/03/2021)

PREZZO D’ACQUISTO SETTIMANALE ANDAMENTO PUN

0 €/MWh 10 €/MWh 20 €/MWh 30 €/MWh 40 €/MWh 50 €/MWh 60 €/MWh 70 €/MWh 80 €/MWh 90 €/MWh 100 €/MWh

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

CALA AVG PUN AVG CNOR AVG CSUD AVG NORD AVG SARD AVG SICI AVG SUD AVG ANALISIORARIAANDAMENTOPREZZIENERGIA

Mese di Febbraio

0 €/MWh 20 €/MWh 40 €/MWh 60 €/MWh 80 €/MWh 100 €/MWh 120 €/MWh

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

CALA AVG PUN AVG CNOR AVG CSUD AVG NORD AVG SARD AVG SICI AVG SUD AVG ANALISIORARIAANDAMENTOPREZZIENERGIA

Mese di Marzo

-60 €/MWh -40 €/MWh -20 €/MWh 0 €/MWh 20 €/MWh 40 €/MWh 60 €/MWh 80 €/MWh 100 €/MWh 120 €/MWh

Mon Tue Wed Thu Fri Sat Sun

Andamento PUN

Confronto Ultime Due Settimane e Analisi Differenziale

Delta Week 10 Week 11

-21

-29 -29 -21

-14 -9 -2

-9 1

10 13 17

24,81 21,79 28,01

38,01 40,32

48,80 43,57

48,75 54,04 60,71

56,57 59,37 53,35 50,67 48,5852,31 49,54 51,18 52,84

48,16 43,54

47,47 39,30

31,99

-40 €/MWh -30 €/MWh -20 €/MWh -10 €/MWh 0 €/MWh 10 €/MWh 20 €/MWh 30 €/MWh 40 €/MWh 50 €/MWh 60 €/MWh 70 €/MWh

Delta 2020-2021 2019-2020 ANALISICOMPARATIVAANDAMENTOPUN Ultimi 12 Mesi vs Ultimi 12 Mesi Anno Precedente

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8 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 21/03/2021)

NORD

CNORD

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica

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Fonte

Andamento Prezzo Zonale - CNOR Confronto Ultime Due Settimane

Week 10 Week 11 0 €/MWh

20 €/MWh 40 €/MWh 60 €/MWh 80 €/MWh 100 €/MWh 120 €/MWh

Andamento Prezzo Zonale - NORD Confronto Ultime Due Settimane

Week 10 Week 11

Fonte

(9)

9 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 21/03/2021) SUD

CSUD

SUD

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica Fonte

Andamento Prezzo Zonale - CSUD Confronto Ultime Due Settimane

Week 10 Week 11

Andamento Prezzo Zonale - SUD Confronto Ultime Due Settimane

Week 10 Week 11

Fonte

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10 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 21/03/2021)

SICI

SARD

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Andamento Prezzo Zonale - NORD Confronto Ultime Due Settimane

Week 10 Week 11 0 €/MWh

Andamento Prezzo Zonale - SICI Confronto Ultime Due Settimane

Week 10 Week 11

Fonte

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11 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 21/03/2021)

CALA

Il grafico con i valori della produzione eolica, fotovoltaica e della domanda

sará prossimamente disponibile

Andamento Prezzo Zonale - CALA Confronto Ultime Due Settimane

Week 10 Week 11

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NOTIZIE SETTIMANALI

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 Borsa elettrica: a febbraio -6,8% su mese, +44% sul 2020

A guidare sono i prezzi del gas. In rialzo idroelettrico e solare, giù l'eolico. La produzione a carbone rialza la testa nonostante l'Ets a 38 €. Boom dell'import dai Balcani A febbraio il Pun, pari a 56,57 €/MWh, torna in riduzione mensile dopo tre rialzi, registrando una decisa crescita su febbraio 2020 (-6,8% su gennaio e +43,9% sull'anno). Tali dinamiche riflettono prevalentemente l'andamento dei costi del gas e interessano anche tutti i prezzi di vendita, attestati sui 54/58 €/MWh. Restano in calo sul 2020 i volumi complessivamente contrattati nel MGP (22,7 TWh, -2,2%), con la liquidità del mercato al 75,9%.

E' quanto emerge dalla nota di sintesi sulla newsletter del Gme, che evidenzia anche una chiusura in calo del 4,2% del baseload marzo 2020 sul mercato a termine e transazioni sulla Pce ai minimi da oltre undici anni. Più nel dettaglio, sia la flessione congiunturale del Pun che il suo aumento su base annua sono il risultato dell'andamento delle quotazioni del gas che, alla prima flessione mensile da luglio, segnano ancora un deciso rialzo annuale (rispettivamente -2,15 €/MWh e +7,65

€/MWh), in un contesto caratterizzato anche da una riduzione dell'offerta eolica e da una crescita dell'import sulla frontiera settentrionale (su base mensile) e da un calo degli acquisti (su base annuale).

L'analisi per gruppi di ore mostra una crescita più intensa nelle ore a maggior carico (+22,97 €/MWh, +51,7%), per un rapporto picco/baseload a 1,19 (+0,06). In tale contesto i prezzi di vendita convergono a 54/55 €/MWh nelle zone centrali e meridionali (-3/-6 €/MWh sul mese e +15/+16 €/MWh sul 2020), mentre più alti risultano il prezzo della Sicilia, a 57,54 €/MWh (-3 €/MWh e +14 €/MWh) e del Nord, a 57,53 €/MWh (-4 €/MWh e +19 €/MWh), quest'ultimo impattato nella seconda settimana del mese dalle tensioni registrate sui limitrofi mercati esteri e da concomitanti restringimenti sul transito in import dal Centro Nord. Resta in calo annuale l'energia elettrica scambiata nel Sistema Italia, pari a 22,7 TWh (-2,2% sul 2020). La flessione interessa i volumi transitati nella borsa elettrica, pari a 17,2 TWh (-3,4%), tra cui risultano in controtendenza e in aumento, lato domanda, gli acquisti degli operatori non istituzionali e, lato offerta, l'import.

Primo segno positivo da novembre 2019, invece, per le movimentazioni over the counter registrate sulla PCE e nominate su MGP, a 5,5 TWh (+1,8%). La liquidità del mercato si attesta così al 75,9%, in calo di 0,9 punti percentuali sul 2020 e di 0,4 p.p. su gennaio. Stabili su base annua gli acquisti nazionali, pari a 22,4 TWh (+0,1%), in virtù di aumenti locali registrati al Nord (+1,6%) e al Centro Sud (+10,8%) compensati da riduzioni nelle altre zone, in particolare al Centro Nord (-20,1%) e al Sud (-26,2%). Molto bassi, gli acquisti esteri (esportazioni), pari a 0,2 TWh (-68,4%), in riduzione sulla frontiera greca, montenegrina e slovena. Lato offerta, le vendite nazionali scendono a 17,9 TWh (-2,8%), risultando quasi dimezzate al Sud (-44,5%) e con riduzioni del 15/16% al Centro Nord e in Sicilia. Più debole la flessione al Nord (-1,0%), in controtendenza Centro Sud e Sardegna (+13% circa).

In termini di fonti, anche questo mese, il calo delle vendite nazionali risulta assorbito dalle fonti tradizionali, che si attestano su uno dei livelli più bassi per il mese di febbraio (16,2 GWh medi orari, -1,0 GWh sul 2020). La riduzione, diffusa a livello zonale, interessa in particole gli impianti a gas, la cui quota sul totale scende al 49,3% (-4,5 p.p. sul 2020); viceversa le vendite a carbone, al secondo rialzo annuale dopo mesi di flessioni, risultano più che raddoppiate (in evidenza la Sardegna), a fronte di costi di emissione ai massimi di quasi 38 € (+14 €). In lieve aumento le vendite da fonti rinnovabili (oltre 10,3 GWh medi orari, +1,2%), trainato dalla crescita dell'idrico (+22,9%, -4 p.p. di quota su totale) e del solare e parzialmente contenuto dal forte calo dell'eolico (-27,9%, -3 p.p. di quota su totale), in particolare al Sud. A febbraio l'import netto dell'Italia si attesta a 4,5 TWh (+12,7% sul 2020). L'analisi dei flussi per frontiera mostra che una crescita dell'energia importata concentrata sulla Slovenia, sul Montenegro e sulla Grecia, verso le quali lo scorso anno l'Italia esportava, e una riduzione dei volumi provenienti da Francia e Svizzera.

In particolare, tale riduzione, alimentata anche da una riduzione della NTC sulla frontiera francese soprattutto nell'ultima parte del mese, risulta particolarmente accentuata nella seconda settimana di febbraio quando, in corrispondenza di tensioni sui mercati limitrofi, il riferimento del Nord è risultato più frequentemente allineato o inferiore alle quotazioni francesi e svizzere (rispettivamente nel 74% delle ore e in oltre il 50%). Analogamente a quanto osservato per il Pun, il prezzo medio di acquisto nelle sette sessioni del Mercato Infragiornaliero (MI), pari a 56,93 €/MWh, si riduce rispetto al massimo di gennaio, pur allargando la sua differenza rispetto al 2020 (-3,07

€/MWh, -5,1% su gennaio e +17,79 €/MWh, +45,5% sul 2020). Torna positivo il differenziale con il Pun (+0,35 €/MWh, +0,52 €/MWh su un anno fa).

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Dinamiche simili per i prezzi nelle singole sessioni, compresi tra circa 57 €/MWh di MI1, MI2 e MI7 e oltre 63 €/MWh di MI6 (+43/+48% sul 2020). Il confronto con il Pun calcolato nelle stesse ore mostra prezzi allineati su MI1, inferiori sulle ultime due sessioni e superiori nelle altre, tra cui in evidenza MI4 (+1,8%). In calo i volumi di energia complessivamente scambiati sul mercato infragiornaliero, pari a 2,0 TWh (-4,3% sul 2020), con flessioni concentrate soprattutto nelle prime tre sessioni, comprese tra - 4,1% di MI1 e -12,7% di MI2, mentre crescono MI4 (+11,2%) e MI7 (+8,9%). In virtù di tali dinamiche la quota di energia scambiata nei primi tre mercati scende al 76,1% (- 1,8 p.p.), a vantaggio soprattutto di MI4 (+0,9 p.p.). 17 Sul Mercato dei Servizi di dispacciamento ex-ante risultano pressoché invariati gli acquisti di Terna sul mercato a salire, pari a 0,9 TWh (+1,0% sul 2020), mentre salgono a 0,6 TWh (+7,3%) le sue vendite sul mercato a scendere.

Nel corso del mese sul Mercato a Termine dell'energia (MTE) si registra una sola negoziazione, per 2,2 GWh, relativa al prodotto Marzo 2021 baseload che chiude il periodo di contrattazione con un prezzo di controllo pari a 53,56 €/MWh (- 4,2% su gennaio e +21,66 €/MWh sul corrispondente valore spot del 2020). La posizione aperta per Marzo, inclusiva del corrispondente prodotto peakload, risulta di 60 GWh. Le transazioni registrate nella Piattaforma Conti Energia a termine (PCE) con consegna/ritiro dell'energia a febbraio 2021, pari a 18,9 TWh (-11,3% su febbraio 2020), e la posizione netta in esito alle transazioni registrate sulla PCE, pari a 10,9 TWh (-8,2%), si attestano ai minimi rispettivamente da settembre 2010 e da ottobre 2009. Sul livello più basso da maggio 2019 il Turnover, ovvero il rapporto tra transazioni registrate e posizione netta, pari a 1,73 (-0,06 sul 2020). In lieve aumento annuale, invece, i programmi registrati nei conti in immissione (5,5 TWh, +1,8%), mentre restano in calo quelli registrati nei conti in prelievo (8,9 TWh, -4,9%) così come gli sbilanciamenti a programma in entrambi i tipi di conto (rispettivamente 5,5 TWh, - 19,3% e 2,0 TWh, -23,5%).

 Msd, uplift 2° trimestre sale a 9,12 €/MWh

Pesano i conguagli dei mesi precedenti. Modulazione eolica scende a 0,03 €, essenziali salgono a 0,022 € Rialzo per l’uplift nel 2° trimestre 2021. Il dato che va concretamente in bolletta è stato fissato da Terna a 9,12 €/MWh contro i 6,76 € del 1° trimestre. 18 A pesare sono soprattutto i conguagli dei mesi precedenti, pari a 2,21 €. La componente dispacciamento si attesta a 7,89 € mentre gli sbilanciamenti sono negativi per -0,34 €. L’ultimo dato a preconsuntivo, quello relativo a gennaio, evidenziava un corrispettivo di 8,8 €/MWh, contro gli 11,06 € di dicembre. Venendo infine agli altri due parametri fissati dal Tso per il 2° trimestre 2021, il dato sulla modulazione eolica passa da 0,067 a 0,03 €/MWh mentre quello degli essenziali sale da 0,003 a 0,022 €.

 La capacità di adattamento del sistema Italia

Domanda inalterata: la terza ondata non coglie impreparato l’apparato industriale e buona parte dell’artigianato. Oscillazioni verso il basso per i prezzi Con la terza settimana di marzo la capacità di adattamento del sistema Italia incomincia a mostrare tutta la sua forza. La domanda è rimasta praticamente inalterata, con una impercettibile flessione dello 0,4%, ma risulta in crescita dell’8,19% sulla corrispondente settimana del 2020, quando i consumi incominciarono a colare a picco. Si noti che le condizioni sono simili, anzi oggi il lockdown è più esteso di allora, almeno sotto il profilo territoriale, eppure le ripercussioni sulla domanda elettrica sembrano nettamente inferiori e questo dovrebbe dire che anche in termini di PIL siamo in netta ripresa.

Se la terza ondata della pandemia si è rivelata non meno micidiale della prima, quanto a contagi, ricoveri e purtroppo decessi, non ha avuto però l’effetto sorpresa dell’esplosione del Covid-19. Lo scorso anno l’improvviso dilagare del virus colse del tutto impreparate tutte le attività economiche, che dovettero riorganizzarsi per gestire in sicurezza anche le più banali operazioni, con revisioni organizzative su spazi, turni, orari, mansioni, remote working, ecc. Al di là delle disposizioni normative, si manifestò un vero e proprio effetto paralisi, che rese più pesanti le conseguenze già di per sé devastanti della pandemia. Dopo il primo impatto, si manifestò tutta la resilienza del tessuto economico italiano, che seppe riorganizzarsi abbastanza rapidamente.

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Notizie estrapolate dalla rassegna stampa AIGET.

Lo smaltimento del portafoglio ordini rimasto inevaso sostenne la produzione nei mesi estivi, la domanda estera, soprattutto asiatica (che si è rialzata prima di ogni altra) ha giocato un ruolo essenziale nei mesi successivi nel contenere la caduta del PIL ed ora la terza ondata non coglie impreparato l’apparato industriale, ma anche di buona parte 20 dell’artigianato, che si sono messi in grado di proseguire la propria attività senza subire contraccolpi particolari dalla recrudescenza pandemica. Certo è una strana normalità quella conseguita nell’organizzazione del lavoro ai tempi del Covid, con mascherine e distanziamento in fabbrica, lavoro da casa per quanto possibile per gli uffici, ma la netta risalita dei consumi elettrici dal baratro del marzo 2020 lascia intendere che, almeno in questo campo, si è raggiunta una sufficiente capacità di gestire la crisi. Quanto ai prezzi, dopo due settimane di aumenti, il pendolo ha oscillato in direzione opposta. Modeste le variazioni del PUN, sceso del 3,2% a 56,98

€/MWh, ben più marcate quelle dell’EPEX-France e del Phelix, con il base load in caduta rispettivamente del 23,3% e del 35,1%.

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15 Nella realizzazione del presente Outlook del mercato elettrico abbiamo

utilizzato le seguenti fonti:

• GME

• EEX

• AIGET

• Novità: JANUS

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