Outlook settimana 15. Aspetti chiave. PREZZO DELL ELETTRICITÁ GENERAZIONE. MERCATO DEI FUTURES short term

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Outlook settimana 15

€ 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. 15 è stato di 25,05 €/MWh.

Ha subito un a diminuzione del -1,6% rispetto alla settimana precedente (25,46 €/MWh).

(Pag. 1)

Rispetto al totale delle vendite, le fonti rinnovabili e le fonti tradizionali hanno diminuito rispettivamente dell -4,0% e del -3,1%.

Parallelamente, il carbone e l’eolico hanno subito le seguenti variazioni: +92,4% e -58,9%

(Pag. 6)

Le quotazioni dei mercati futures a breve termine, rispetto alla settimana scorsa, hanno subito le seguenti variazioni:

(Pag. 4):

Q3 2020: +9,33%

Month 04 2020: +4,58%

Month 05 2020: +11,34%

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

CAL21: +5,67%

CAL22: +5,49%

CAL23: +3,29%

CAL24: +4,31%

(3)

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PREZZI WEEK 15

Prezzo (€/MWh) W14 W15 Var.% CCT bl

NORD – Baseload 25,05 24,66 -1,6%

0,41

NORD – Peak 28,15 24,90 -11,5%

NORD – Offpeak 23,32 24,48 5,0%

CNORD – Baseload 25,00 24,69 -1,2%

0,43

CNORD – Peak 28,15 24,90 -11,5%

CNORD – Offpeak 23,25 24,52 5,5%

CSUD – Baseload 25,87 25,66 -0,8%

- 0,48

CSUD – Peak 28,46 25,43 -10,6%

CSUD – Offpeak 24,43 25,78 5,5%

SUD – Baseload 25,82 25,64 -0,7%

-0,46

SUD – Peak 28,33 25,38 -10,4%

SUD – Offpeak 24,43 25,78 5,5%

SICI – Baseload 27,70 25,85 -6,7%

- 1,72

SICI – Peak 32,33 25,38 -21,5%

SICI – Offpeak 25,29 26,10 3,2%

SARD – Baseload 25,87 25,71 -0,6%

- 0,51

SARD – Peak 28,46 25,43 -10,6%

SARD – Offpeak 24,43 25,86 5,9%

Prezzo (€/MWh) W14 W15 Var.%

PUN-Baseload 25,46 25,05 -1,6%

PUN-Peak 28,50 25,15 -11,8%

PUN-Offpeak 23,78 25,00 5,1%

PUN PREZZI ZONALI

PREZZI SETTIMANALI MERCATI EUROPEI

DE: 21,05 €/MWh ES: 21,73 €/MWh FR: 14,43 €/MWh IT: 25,05 €/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 06/04/2020 22,20 21,38 20,00 20,00 22,13 24,74 30,90 34,99 37,15 31,02 27,00 25,81 19,78 17,05 19,78 24,00 27,03 30,79 34,64 45,57 47,04 44,19 35,37 29,29 28,83 07/04/2020 31,55 28,15 25,70 25,31 24,15 26,70 34,90 37,74 32,89 29,50 26,33 25,00 20,00 19,00 19,35 23,81 25,81 30,87 35,10 46,59 55,16 45,07 37,26 32,96 30,79 08/04/2020 29,29 26,14 24,07 23,66 23,00 27,71 33,32 34,50 33,54 28,87 24,68 21,69 19,08 17,17 17,57 19,55 23,00 27,28 30,89 42,20 46,13 38,18 32,10 27,34 27,96 09/04/2020 26,20 21,31 21,08 20,90 20,51 22,92 28,07 31,68 29,53 27,40 25,15 21,55 19,42 15,15 18,01 18,77 22,22 25,33 29,89 40,55 47,21 34,80 30,00 25,15 25,95 10/04/2020 25,11 20,22 19,80 19,18 19,00 21,64 27,06 28,57 28,00 25,00 20,00 16,68 13,90 10,55 10,00 13,40 15,00 23,11 26,09 34,74 39,54 32,20 28,72 25,18 22,61 11/04/2020 25,00 23,00 26,00 23,63 24,31 25,19 25,77 25,16 25,04 20,82 19,52 15,00 12,33 9,90 8,29 10,00 15,00 20,00 29,11 38,00 42,83 37,89 31,41 28,32 23,40 12/04/2020 25,60 22,94 21,07 19,89 19,00 19,87 19,00 16,00 14,06 9,99 5,18 4,93 4,98 0,10 0,00 0,17 3,00 6,99 19,87 28,80 36,29 30,08 27,53 25,00 15,85 Media 30,97 28,89 27,41 26,49 26,08 29,72 36,42 40,47 43,66 41,30 38,04 36,33 33,35 31,41 32,57 36,11 40,04 43,70 53,76 55,15 48,03 41,69 35,91 31,74 -

Settimana n. 15 | 06 – 12 aprile 2020

(4)

4

h CNORD CSUD NORD SARD SICI SUD

1 0,13 0,57 0,13 0,57 0,57 0,57

2 0,11 0,48 0,11 0,48 0,48 0,48

3 0,81 1,24 0,81 1,24 1,24 1,24

4 0,66 0,92 0,66 0,92 0,92 0,92

5 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50 0,50

6 0,81 1,40 0,81 1,40 1,40 1,40

7 1,02 1,12 1,02 1,12 1,12 1,12

8 1,29 1,16 1,29 1,16 1,16 1,16

9 1,25 1,61 1,25 1,61 1,61 1,61

10 0,88 0,88 0,88 0,88 0,88 0,88

11 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32

12 0,89 0,89 0,89 0,89 0,62 0,62

13 0,26 0,26 0,26 0,26 0,23 0,23

14 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40 0,40

15 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18 0,18

16 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26 0,26

17 0,68 0,68 0,68 0,68 0,68 0,68

18 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60

19 1,97 1,97 1,97 1,97 1,97 1,97

20 2,43 2,07 2,43 2,07 1,95 2,07

21 1,89 3,53 2,18 3,28 4,92 3,53

22 0,68 4,29 0,68 4,29 6,48 4,29

23 0,87 2,71 0,87 2,71 2,62 2,71

24 0,88 0,86 0,88 0,86 0,86 0,86

Media dei Differenziali MGP - MI in valore assoluto

MERCATI INFRAGIORNALIERI

(Agg. 12/04/2020)

Prodotto

Quotazione Baseload

€/MWh 03/04/2019

€/MWh 09/04/2020

Var.%

Baseload III Tr 2020 37,95 41,49 9,33%

Baseload Apr 2020 24,91 26,05 4,58%

Baseload Mag 2020 27,33 30,43 11,34%

FUTURES EEX ^{Short Term}

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Italia

Italia CAL-21, 22, 23, 24 (anno mobile)

CAL

€/MWh 03/04/2020

€/MWh 09/04/2020

Var %.

21 45,16 47,72 5,67%

22 47,02 49,6 5,49%

23 49,18 50,8 3,29%

24 48,78 50,88 4,31%

FUTURES EEX ^{Short Term}

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5 VOLUMI VENDUTI PER FONTE

Struttura delle vendite

45,2%

46,5%

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

Fonti Rinnovabili Gas

Carbone Altre Pompaggio

Fonte MWh Var.%

Fonti tradizionali 1.993.782 -5,2%

Gas 1.702.254 -7,0%

Carbone 17.673 92,4%

Altre 273.856 3,9%

Fonti rinnovabili 1.656.840 -4,0%

Idraulica 812.549 12,7%

Geotermica 111.982 -0,5%

Eolica 152.632 -58,9%

Solare 579.676 1,2%

Pompaggio 18.833 -26,5%

TOTALE 3.669.454 -4,8%

22,10%

3,10%

4,20%

15,80%

Idraulica Geotermica Eolica Fotovoltaica

Fonti rinnovabili

INTERCONNESSIONI

Fonte Frontiera GWh Var.% sett 14

AT > ITNORD 12,128 -23,66%

CH > ITNORD 109,521 1,86%

FR> ITNORD 176,117 -36,43%

ITCNORD > ITNORD 86,654 -18,47%

ITNORD > ITCNORD 77,034 -6,01%

SI > ITNORD 36,054 47,59%

ITNORD > SI 16,612 -56,28%

VOLUMI VENDUTI, ACQUISTATI

Totale [MWh] Variazione [%]

VENDITE

Nazionale 3.669.454 -4,80%

Estero 408.538 -12,00%

Totale 4.077.993 -5,60%

ACQUISTI

Nazionale 3.943.694 4,30%

Estero 134.299 32,50%

Totale 4.077.993 -5,60%

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6 PREZZI 2019 al 12/04/2020

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

Gennaio 47,47 45,89 46,38 46,46 46,44 48,27 45,53 48,18 46,31 58,80 49,18 48,27 46,35

Febbraio 39,30 38,70 37,23 39,01 37,88 39,91 38,29 38,17 33,09 43,56 34,57 39,91 38,20

Marzo 31,99 31,42 30,02 31,62 29,60 32,80 29,41 32,51 28,33 33,60 28,32 32,80 29,62

Aprile 24,53 24,12 18,60 24,11 18,60 25,02 17,88 25,00 17,44 26,25 16,98 25,05 18,10

Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre

Ottobre Novembre

Dicembre

Media 37,84 36,98 31,92 37,29 32,88 38,55 29,65 37,94 30,67 43,14 31,83 38,56 32,64

24,12 18,60 NORD FV NORD

24,11 18,60

CNORD FV CNORD

25,02 17,88

CSUD FV CSUD

25,00

17,44

SUD FV SUD

26,25 16,98

SICI FV SICI

25,05 18,10

SARD FV SARD

(7)

7 PREZZI MEDI MENSILI (Agg. 12/04/2020)

PREZZO D’ACQUISTO SETTIMANALE ANDAMENTO PUN 2019

0 20 40 60 80

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

Mar-20

PUN CNOR CSUD NORD SARD SICI SUD

€/MWh

0 20 40 60

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

Apr-20

PUN CNOR CSUD NORD SARD SICI SUD

-40 € -30 € -20 € -10 € 0 € 10 € 20 € 30 € 40 € 50 € 60 €

PUN SETTIMANALE

Δ Prezzo orario settimana precedente

47,47

39,30

31,99

24,53 67,65

57,67 52,87 53,35

-40 € -30 € -20 € -10 € 0 € 10 € 20 € 30 € 40 €

0 € 20 € 40 € 60 € 80 €

Gennaio Febbraio Marzo Aprile

Delta 2020 2019

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8 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 12/04/2020)

NORD

CNORD

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica

www.inxieme.com

Fonte

Fonte 0 €

10 € 20 € 30 € 40 € 50 € 60 €

NORD

Prezzo orario settimana prec.

0 € 10 € 20 € 30 € 40 € 50 € 60 €

CNOR

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9 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 12/04/2020) SUD

CSUD

SUD

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica Fonte

Fonte 0 €

10 € 20 € 30 € 40 € 50 € 60 € 70 €

CSUD

0 € 10 € 20 € 30 € 40 € 50 € 60 €

70 € SUD

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10 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 12/04/2020)

SICI

SARD

www.inxieme.com

Fonte Fonte

0 € 10 € 20 € 30 € 40 € 50 € 60 € 70 € 80 € 90 €

SICILIA

0 € 10 € 20 € 30 € 40 € 50 € 60 € 70 €

SARD

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NOTIZIE SETTIMANALI

• Sbilanciamenti, Arera introduce cap-floor d'emergenza

Per limitare gli impatti delle penali da errori di programmazione divuti al crollo della domanda Niente franchigia, ma sì a un valore massimo e minimo per i prezzi delle offerte di acquisto o vendita sul mercato del dispacciamento (Msd) ai fini del calcolo dei prezzi da applicare alle unità non abilitate, per far fronte alle difficoltà di programmazione create dalle fluttuazioni della domanda elettrica per l'emergenza coronavirus. E' quanto prevede la delibera 121/2020 dell'Autorità per l'energia, approvata ieri e pubblicata oggi, che mira a venire incontro ai problemi degli operatori colpiti da un incremento delle penali. La delibera, in particolare, prevede che a decorrere dal 10 marzo e fino al 30 giugno, "ai soli fini del calcolo dei prezzi di sbilanciamento da applicare ai punti di dispacciamento relativi a unità non obbligatoriamente abilitate, i prezzi delle offerte di acquisto o di vendita accettate sul Msd siano modificati in modo che rientrino in un range tra un valore minimo e un valore massimo". Tale possibilità, nota Arera, "consente sia di contenere l'onere complessivo di sbilanciamento, oggi aggravato dalle maggiori difficoltà di programmazione nel caso delle unità di consumo, sia di evitare che i prezzi di sbilanciamento vengano influenzati, in modo non trascurabile, dai prezzi delle offerte di acquisto o di vendita accettate nel medesimo periodo temporale aventi prezzi significativamente diversi rispetto ai prezzi che si formano sul MGP e che possano essere associati a movimentazioni diverse da quelle necessarie per compensare gli sbilanciamenti effettivi". L'Autorità ha deciso quindi su base convenzionale, che il valore massimo sia pari al massimo tra il costo variabile di un impianto turbogas a ciclo aperto alimentato da gas naturale, cioè della tecnologia caratterizzata dal costo variabile più elevato del parco di generazione che può essere utilizzata in tempo reale per garantire il bilanciamento, e il prodotto tra 1,5 e il prezzo di valorizzazione delle offerte di vendita accettate sul Mgp nel medesimo periodo rilevante e nella zona in cui è localizzato il punto di dispacciamento. [...]

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 L'allarme dei retailer energia: a rischio le conquiste di anni di liberalizzazione

L'associazione europea degli indipendenti: la possibilità dei clienti di pagare in ritardo dev'essere chiaramente regolamentata, assicurando le stesse flessibilità ai venditori verso gestori di rete e fisco/parafisco. Distribuire peso degli insoluti su tutta la filiera. Garanzia pubblica d'emergenza su tasse e oneri di sistema Nell'attuale emergenza coronavirus, in cui molti clienti faticano a pagare le bollette energetiche e in certi casi gli è legalmente consentito, il settore della vendita al dettaglio di elettricità e gas è esposto al rischio di fallimenti di massa o gravi difficoltà finanziarie, mettendo in pericolo i risultati positivi prodotti in anni di liberalizzazione. Lo evidenzia l'associazione europea dei retailer indipendenti - Eer che, in una presa di posizione pubblicata oggi, chiede una risposta normativa/regolamentare al problema e con contromisure adeguate, tra cui: distribuire il peso degli insoluti su tutta la filiera, inclusi gestori di rete (distribuzione e trasmissione) e fisco, regolamentare in modo chiaro la possibilità dei clienti di ritardare i pagamenti e concedere corrispondenti dilazioni di pagamento anche ai venditori verso gli anelli a monte della filiera, impedire agli operatori integrati nella distribuzione e nella generazione/import di trarre vantaggi impropri a scapito dei competitor, prevedere una garanzia pubblica sulle componenti fiscali e parafiscali nella fase di emergenza, e facilitare l'accesso alla bollettazione elettronica per tutti gli operatori, senza distinzioni tra integrati e non integrati. "L'energia, essendo un servizio essenziale e de facto non interrompibile - scrive l'associazione presieduta dall'italiano Michele Governatori, che raggruppa le associazioni di operatori indipendenti di Francia, Germania, Italia (Aiget), Spagna e Svezia - deve gestire clienti che non sono in grado di pagare o che sono autorizzati a non farlo da norme nazionali nel contesto dell'attuale crisi. Questo ne mette a rischio le finanze, non solo per la semplice impossibilità di ripagare l'energia approvvigionata ma anche perché i retailer energetici sono solitamente incaricati dalla legge di incassare, a proprio rischio, componenti fiscali e altri oneri (che rappresentano una quota rilevante delle bollette)". Il risultato è che ogni fattura pagati in ritardo crea un aggravio finanziario su importi che solo per una parte limitata riguardano l'attività dei venditori al dettaglio. "Dobbiamo evitare - aggiunge Eer - che il settore europeo della vendita al dettaglio di energia sia trascinato in un rischio di fallimenti di massa o gravi difficoltà finanziarie. I venditori più piccoli o indipendenti e innovativi sono particolarmente a rischio. Se lasciamo che ciò accada, i vantaggi portati ai clienti finali da anni di concorrenza sul mercato libero, in termini di qualità e economicità, saranno vanificati.

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NOTIZIE SETTIMANALI

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Notizie estrapolate dalla rassegna stampa AIGET.

• Elettricità Ue, il “perimeter fee” scende a 0,7 €/MWh

Entso-E riduce la compensazione ai Tso per i flussi tra Paesi terzi 13 Torna a scendere dopo due anni in aumento il “perimeter fee”, la compensazione dei costi sostenuti dai Tso europei che “ospitano” sulle proprie reti i flussi di energia provenienti da e destinati a Paesi terzi. L’associazione degli operatori del trasporto elettrico europeo, Entso-E, ha fissato infatti in 0,7 € per MWh la compensazione per l’anno 2020, in discesa di 0,1 €/MWh rispetto al 2019. Il “perimeter fee” è calcolato in base ai termini dell’accordo Inter Tso Compensation (Itc) raggiunto in sede Entso-E, che prevede un processo annuale di verifica dei costi sostenuti dai Tso. L’obiettivo, ricorda una nota, è incentivare il trasporto dell’elettricità da parte di operatori terzi e facilitare così la creazione di un mercato paneuropeo concorrenziale. Il

“perimeter fee” era sceso dagli 0,7 €/MWh del 2013 e 2014 a 0,6 €/MWh nel 2015 e quindi a 0,5 €/MWh nel 2016 e 2017, per poi risalire a 0,6 €/MWh nel 2018 e a 0,8 €/MWh nel 2019.

• La Svizzera apre il mercato elettrico

Potranno cambiare fornitore tutti i clienti, per quelli in tutela energia 100% Fer. Incentivi rinnovabili dal conto energia al conto capitale Dopo quello del gas, la Svizzera punta adesso ad aprire anche il mercato elettrico. Il Consiglio Federale ha infatti approvato venerdì una proposta di modifica alla legge sull’approvvigionamento elettrico (Lael) che estende a tutti i clienti la possibilità di cambiare fornitore. Parallelamente, con una revisione della legge sulla produzione di elettricità da energie rinnovabili (LEne), l’esecutivo elvetico ha proposto il prolungamento dei sistemi incentivanti per le Fer, improntandoli però “a una maggiore competitività”. In questo modo, “si intende garantire al settore elettrico la certezza di cui ha bisogno per la pianificazione e gli investimenti nonché rafforzare la sicurezza

dell’approvvigionamento elettrico in Svizzera”. Inoltre, “verrà potenziata la produzione elettrica decentralizzata e migliorata l’integrazione delle energie rinnovabili nel mercato elettrico”. In dettaglio, in base alla proposta di modifica della Lael i clienti domestici e le piccole aziende potranno scegliere liberamente il proprio fornitore di elettricità, come già avviene per le aziende con consumi di oltre 100.000 kWh/anno (l’apertura del mercato del gas si limita invece a tale volume, ndr), conservando però il diritto a rimanere nel regime di “servizio universale” o di tornarvi dopo essere passati al mercato libero. I gestori delle reti di distribuzione dovranno fornire ai clienti con servizio universale elettricità 100% da rinnovabili di produzione nazionale. L’apertura del mercato sarà accompagnata dall’introduzione da soluzioni locali come le comunità energetiche e i “mercati dell’elettricità di quartiere”.

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13 Nella realizzazione del presente Outlook del mercato elettrico abbiamo

utilizzato le seguenti fonti:

• GME

• EEX

• AIGET

• Novità: JANUS

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Outlook settimana 15. Aspetti chiave. PREZZO DELL ELETTRICITÁ GENERAZIONE. MERCATO DEI FUTURES short term

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