Outlook settimana 17. Aspetti chiave. PREZZO DELL ELETTRICITÁ GENERAZIONE. MERCATO DEI FUTURES short term

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Outlook settimana 17

€ 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. 17 è stato di 68,68 €/MWh.

Ha subito una diminuzione del -6,6% rispetto alla settimana precedente (73,56 €/MWh).

(Pag. 1)

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

(Pag. 4):

Q3 2020: +7,71%

Month 04 2020: +1,92%

Month 05 2020: +12,60%

Rispetto al totale delle vendite, le fonti tradizionali e le rinnovabili sono variate rispettivamente del -12,8% e del +3,7%.

Parallelamente, il il carbone e l’eolica sono diminuiti rispettivamente del +2,3% e del +14,2%.

(Pag. 6)

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

CAL22: +3,73%

CAL23: +2,49%

CAL24: +1,04%

CAL25: -0,98%

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3

PREZZI WEEK

Prezzo (€/MWh) W16 W17 Var.% CCT bl

NORD – Baseload 74,14 67,37 -9,1%

NORD – Peak 78,76 77,37 -1,8% 0,20

NORD – Offpeak 71,57 61,82 -13,6%

CNORD – Baseload 74,14 67,23 -9,3%

CNORD – Peak 78,76 76,97 -2,3% 0,20

CNORD – Offpeak 71,57 61,82 -13,6%

CSUD – Baseload 72,50 66,58 -8,2%

CSUD – Peak 74,25 75,14 1,2% 0,20

CSUD – Offpeak 71,53 61,82 -13,6%

SUD – Baseload 72,50 66,58 -8,2%

SUD – Peak 74,25 75,14 1,2% 0,20

SUD – Offpeak 71,53 61,82 -13,6%

CALA – Baseload 71,64 67,20 -6,2%

-1,97

CALA – Peak 71,82 75,14 4,6%

CALA – Offpeak 71,53 62,79 -12,2%

SICI – Baseload 71,79 95,37 32,8%

-1,97

SICI – Peak 71,82 115,58 60,9%

SICI – Offpeak 71,77 84,14 17,2%

SARD – Baseload 72,50 66,58 -8,2%

0,20

SARD – Peak 74,25 75,14 1,2%

SARD – Offpeak 71,53 61,82 -13,6%

Prezzo (€/MWh) W16 W17 Var.%

PUN-Baseload 73,56 68,68 -6,6%

PUN-Peak 77,13 78,70 2,0%

PUN-Offpeak 71,57 63,11 -11,8%

PUN PREZZI ZONALI

PREZZI SETTIMANALI MERCATI EUROPEI

DE: 58,89 €/MWh ES: 71,87 €/MWh FR: 126,50 €/MWh

IT: 68,68 €/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 26/04/2021 69,78 63,16 61,14 59,97 59,96 63,01 74,96 81,96 85,25 77,79 75,32 72,37 72,84 72,28 71,27 71,24 72,44 74,28 80,67 85,52 82,93 77,20 75,26 66,55 72,80 27/04/2021 64,54 60,10 58,91 59,85 59,86 66,55 78,06 87,02 94,81 92,26 87,56 85,86 80,89 78,58 78,50 77,48 77,24 77,88 79,02 86,11 86,85 80,16 78,36 72,60 77,04 28/04/2021 73,18 70,79 70,26 64,65 66,46 67,98 77,55 87,40 88,96 88,41 82,25 78,35 76,01 71,27 70,87 72,18 71,95 72,36 77,18 82,41 83,93 81,61 77,40 73,64 76,13 29/04/2021 71,48 66,31 62,73 61,06 62,46 65,28 74,32 82,59 88,52 86,99 80,73 79,56 76,67 78,50 78,79 76,40 80,45 77,47 78,94 83,87 87,03 82,33 79,25 73,64 76,47 30/04/2021 73,91 69,91 64,21 63,50 63,69 67,88 76,40 84,62 89,77 88,73 79,01 75,28 72,29 70,23 67,83 69,30 69,27 72,40 78,48 83,08 85,18 81,92 78,63 70,89 74,85 01/05/2021 69,29 64,60 61,08 59,93 59,90 58,00 52,54 53,95 57,38 56,21 57,45 56,71 53,13 51,05 48,24 45,53 48,98 50,47 54,40 61,01 72,73 67,41 63,10 59,54 57,61 02/05/2021 60,51 53,05 50,46 49,03 49,43 49,26 48,38 49,47 50,76 48,08 46,18 42,08 31,18 9,99 3,00 3,00 8,00 35,77 54,30 65,10 75,00 78,21 75,01 64,87 45,84 Media 68,96 63,99 61,26 59,71 60,25 62,57 68,89 75,28 79,35 76,93 72,64 70,03 66,14 61,70 59,79 59,30 61,19 65,80 71,86 78,16 81,95 78,40 75,29 68,82 -

Settimana n.17 | 26 aprile – 05 maggio 2021

(4)

4

h CALA CNORD CSUD NORD SARD SICI SUD

1 3,18 3,18 3,18 3,18 3,18 1,58 3,18

2 1,88 1,88 1,88 1,88 1,88 2,97 1,88

3 0,60 0,60 0,60 0,60 0,60 2,28 0,60

4 0,98 0,98 0,98 0,98 0,98 0,33 0,98

5 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 2,66 1,95

6 2,22 2,39 2,39 2,39 2,39 1,44 2,39

7 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 3,01 0,75

8 1,95 1,95 1,95 1,95 1,95 1,36 1,95

9 2,40 2,40 2,40 2,40 2,40 2,84 2,40

10 1,63 1,63 1,63 1,63 1,63 1,51 1,63

11 2,39 2,39 2,39 2,57 2,39 5,48 2,39

12 2,25 2,57 2,25 1,91 2,25 2,83 2,25

13 2,98 2,02 2,98 1,91 2,98 3,49 2,98

14 2,20 4,10 2,21 2,68 2,21 3,14 2,20

15 2,18 2,92 2,61 2,92 2,61 1,09 2,18

16 1,65 1,52 1,75 1,52 1,75 2,00 1,65

17 1,40 1,69 1,40 1,69 1,40 2,97 1,40

18 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21 4,20 1,21

19 0,53 0,55 0,55 0,55 0,55 5,85 0,55

20 1,79 0,58 0,58 0,58 0,58 5,86 0,58

21 2,06 0,75 0,75 0,75 0,75 3,64 0,75

22 1,19 1,32 1,32 1,32 1,32 1,90 1,32

23 1,81 2,16 2,16 2,16 2,16 2,87 2,16

24 1,41 1,41 1,41 1,41 1,41 5,17 1,41

Media dei Differenziali MGP - MI in valore assoluto

MERCATI INFRAGIORNALIERI

(Agg. 02/05/2021)

Prodotto

Quotazione Baseload

€/MWh 23/04/2021

€/MWh 30/04/2021

Var.%

Baseload III Tr 2021 71,29 76,79 7,71%

Baseload Apr/Mag 2020 68,12 69,43 1,92%

Baseload Mag/Giu 2020 64,03 72,10 12,60%

FUTURES EEX Short Term

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Italia

Italia CAL-22, 23, 24, 25

CAL

€/MWh 23/04/2021

€/MWh 30/04/2021

Var %.

22 63,99 66,38 3,73%

23 60,98 62,50 2,49%

24 58,54 59,15 1,04%

25 58,33 57,76 -0,98%

FUTURES EEX Short Term

Fonte

-0,33 -0,20 -0,24 -0,38 -0,24 -0,82 -0,92 -1,10 -0,36 -1,12 -1,36 -0,69 12,42

19,53 15,38

10,42

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

8,80 7,89

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

mar 2020

abr 2020

may 2020

jun 2020

jul 2020

ago 2020

sep 2020

oct 2020

nov 2020

dic 2020

ene 2021

feb 2021 Sbilanciamento Uplift

SBILANCIAMENTO VS. UPLIFT Analisi Andamento Ultimi 12 Mesi

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5 VOLUMI VENDUTI PER FONTE

Struttura delle vendite

41,0%

48,2%

3,2%

7,2% 0,4%

Fonti Rinnovabili Gas

Carbone Altre Pompaggio

19,10%

2,50%

7,30%

12,20%

Idraulica Geotermica Eolica Solare

Fonti rinnovabili

INTERCONNESSIONI

Fonte

Frontiera GWh Var.% sett

AT > ITNORD 24,714 27,93%

CH > ITNORD 136,301 45,76%

FR> ITNORD 166,617 24,12%

ITCNORD > ITNORD 65,029 -33,25%

ITNORD > ITCNORD 72,881 16,72%

SI > ITNORD 15,423 -46,60%

ITNORD > SI 40,153 9,74%

VOLUMI VENDUTI, ACQUISTATI

Totale [MWh] Variazione [%]

VENDITE

Nazionale 4.266.104 -6,80%

Estero 813.502 16,40%

Totale 5.079.607 -3,70%

ACQUISTI

Nazionale 5.022.277 -3,00%

Estero 57.329 -41,40%

Totale 5.079.607 -3,70%

Fonte Week 16 [MWh] Week 17 [MWh] Var.%

Fonti tradizionali 2.862.484 2.495.066 -12,8%

Gas 2.416.100 2.054.987 -14,9%

Carbone 131.583 134.639 2,3%

Altre 314.801 305.440 -3,0%

Fonti rinnovabili 1.693.414 1.755.482 3,7%

Idraulica 759.384 814.099 7,2%

Geotermica 107.146 107.961 0,8%

Eolica 272.948 311.805 14,2%

Solare 553.936 521.616 -5,8%

Pompaggio 19.914 15.556 -21,9%

TOTALE 4.575.813 4.266.104 -6,8%

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6 PREZZI 2020 al 02/05/2021

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PUN 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

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

Marzo 60,39 59,73 57,50 60,13 59,22 60,29 60,35 60,44 58,70 59,56 56,32 63,31 55,93

Aprile 69,02 67,18 63,11 69,06 67,60 69,07 67,46 68,34 65,75 66,89 63,49 74,07 69,85

Maggio 51,72 53,69 46,83 51,52 39,79 51,52 40,07 51,52 39,95 51,52 45,91 53,69 43,21

Giugno Luglio Agosto Settembre

Ottobre Novembre

Dicembre

Media 59,68 58,20 55,68 59,94 62,27 59,52 62,19 58,93 60,28 58,16 58,36 61,76 59,85

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. 02/05/2021)

PREZZO D’ACQUISTO SETTIMANALE ANDAMENTO PUN

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

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 Maggio

-80 €/MWh -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 16 Week 17

-29

-21 -14 -9 -2 -9

1

10 13 17

28 44

22 28

38 40

49 44 49

54 61 57

60 69

49 52 50 51 53

48 44 47

39 32

25 22

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

Delta 2020-2021 Series2 ANALISICOMPARATIVAANDAMENTOPUN Ultimi 12 Mesi vs Ultimi 12 Mesi Anno Precedente

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8 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 02/05/2021)

NORD

CNORD

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica

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Fonte

0 €/MWh 20 €/MWh 40 €/MWh 60 €/MWh 80 €/MWh 100 €/MWh 120 €/MWh 140 €/MWh

Andamento Prezzo Zonale - CNOR Confronto Ultime Due Settimane

Week 16 Week 17 0 €/MWh

Andamento Prezzo Zonale - NORD Confronto Ultime Due Settimane

Week 16 Week 17

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9 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 02/05/2021) SUD

CSUD

SUD

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica Fonte

Fonte 0 €/MWh

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

Andamento Prezzo Zonale - CSUD Confronto Ultime Due Settimane

Week 16 Week 17

Andamento Prezzo Zonale - SUD Confronto Ultime Due Settimane

Week 16 Week 17

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10 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 02/05/2021)

SICI

SARD

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Fonte Fonte

Andamento Prezzo Zonale - SARD Confronto Ultime Due Settimane

Week 16 Week 17 0 €/MWh

20 €/MWh 40 €/MWh 60 €/MWh 80 €/MWh 100 €/MWh 120 €/MWh 140 €/MWh 160 €/MWh 180 €/MWh

Andamento Prezzo Zonale - SICI Confronto Ultime Due Settimane

Week 16 Week 17

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11 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 02/05/2021)

CALA

Andamento Prezzo Zonale - CALA Confronto Ultime Due Settimane

Week 16 Week 17

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica Fonte

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NOTIZIE SETTIMANALI

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 Si smorza la ripresa della domanda e i prezzi ripiegano

Fenomeno più accentuato in Europa Continentale e si ricostituiscono così i differenziali storici Italia - Ue Con il ritorno verso temperature più consoni alla primavera, anche se con valori ancora alquanto inferiori alle medie stagionali, si è smorzata la ripresa della domanda, che rimane superiore a quella dello scorso anno, ma in flessione nell’immediato. Si è così anche esaurita la cavalcata dei prezzi, che segnano un ripiegamento su tutti i mercati.

Il fenomeno è particolarmente accentuato nell’Europa Continentale, per la progressiva riduzione del riscaldamento elettrico. Il base load è così sceso del 15,2%, da 71,20 a 60,34 €/MWh a Parigi e del 18,1% a Lipsia, dove è passato da 66,45 a 54,45 €/MWh. Rimane un disallineamento tra le due piazze, che sta generando un vivace gioco di arbitraggi, che del resto ha animato tutte le ultime settimane, dato che nell’ultimo mese gli spread su base settimanale tra EPEX-France e Phelix, hanno oscillato tra un minimo di 4,75 €/MWh ed un massimo di 13,45 €/MWh.

Nel nostro paese il miglioramento climatico ha inciso meno sulla domanda, che comunque nel Sistema Italia risulta in calo del 3,24% sulla settimana precedente, anche se ancora superiore del 16% sui livelli del 2020, quando eravamo ai minimi storici. Anche sul MGP, sia per la contrazione della domanda, sia per un effetto di trascinamento dei prezzi internazionali, abbiamo una flessione del PUN, con un –4,5% che lo mantiene comunque a 71,76 €/MWh. Si stanno così ricostituendo i differenziali storici tra prezzi italiani e prezzi europei, che erano stati fortemente compressi lo scorso anno.

Nel 2020 il crollo della domanda aveva dilatato lo spazio percentuale delle rinnovabili, contraendo per contro quello del termoelettrico e ciò aveva determinato una sensibile riduzione dei prezzi all’ingrosso, avvicinando i prezzi italiani a quelli francesi e tedeschi. Nel 2019 lo spread tra il PUN ed il base load sull’EPEX-France era stato di 12,90 €/MWh, e con il 2020 è sceso a 6,68 €/MWh; con il Phelix si è passati dai 14,68 /MWh del 2019 agli 8,42 €/MWh del 2020. Ora siamo tornati a 11,42 €/MWh con la Francia ed a 17,31 €/MWh con la Germania.

È prevedibile quindi che aumentino i flussi di importazione con un’azione calmieratrice sulle quotazioni del MGP, che per contro rimangono sostenute per un prezzo del gas che non ha ancora cominciato a declinare seconda la consueta curva stagionale e rimane ben saldo oltre i 20 €/MWh. In più abbiamo il livello raggiunto dagli ETS, che pare proiettato a superare i 50 €/ton. Forze contrastanti quindi, tra le quali dovrebbe però prevalere, nel breve la spinta ribassista.

 Rinnovabili in Germania, sale a 10 GW la potenza all’asta per eolico e solare nel 2022

Nell'accordo siglato dalla coalizione di governo anche tagli agli oneri e semplificazione normativa per agevolare il repowering sulle turbine eoliche Aumenterà la capacità eolica e solare da mettere all’asta nel 2022 e verranno ridotti gli oneriper le Fer pagati dai consumatori. Questi alcuni degli elementi contenuti nell’accordo firmato in Germania dalla coalizione di governo tra Cdu/Csu e Spd. Ad annunciarlo è il ministro dell’Economia e dell’Energia Peter Altmaier.

In particolare, spiega una nota stampa ufficiale, per il solare la capacità offerta triplicherà, passando dagli 1,9 GW previsti oggi a 6 GW, mentre per l’eolico onshore si salirà da 2,9 a 4 GW e si lavora per una semplificazione normativa per agevolare il repowering sulle turbine. Il quantitativo finale quindi è più che raddoppiato (da 4,8 a 10 GW). Un’altra importante novità prevede che i volumi che non dovessero essere aggiudicati nel 2021 e 2022 potranno essere rimessi a gara già l’anno successivo, anziché dopo due anni come avviene attualmente. In prospettiva – spiega il ministro – l’obiettivo è poi azzerare gli oneri sulle rinnovabili, ma intanto sono confermati a 0,065

€/kWh per quest’anno e scenderanno a 0,060 €/kWh nel 2022.

Successivamente scenderanno a 0,050 €/kWh nel 2023 e nel 2024. Questo accordo aggiunge un tassello al percorso già avviato nel Paese verso una transizione energetica sostenibile.

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Ricordiamo ad esempio già il 2020 in Germania si è chiuso con un’impennata delle energie rinnovabili che, grazie anche al calo della domanda elettrica dovuto al lockdown, per la prima volta si sono portate sopra il 50% della produzione netta di elettricità immessa nella rete pubblica in un intero anno (vedi In Germania per la prima volta le rinnovabili sopra il 50% del mix elettrico in un anno). 31 In particolare secondo i dati del Fraunhofer ISE che citavamo su queste pagine all’inizio del 2021, nel 2020 le fonti rinnovabili hanno prodotto nel Paese 247 TWh, mentre le fonti convenzionali (carbone/lignite, gas, nucleare, olio combustibile) si sono fermate a 241 TWh.

 Il potenziale di eolico e solare è cento volte superiore alla domanda energetica globale

Le stime di Carbon Tracker sulla fattibilità tecnico- economica di un mix al 100% di rinnovabili Un nuovo studio di Carbon Tracker, intitolato The sky’s the limit, arricchisce il filone dei rapporti su ciò che è tecnicamenteeconomicamente fattibile per trasformare il mix energetico globale, affermando che eolico e solare hanno un potenziale cento volte superiore all’attuale domanda di energia di tutti i paesi del mondo. In sostanza, gli autori dello studio hanno stimato che, sfruttando le tecnologie esistenti nelle aree più adatte al loro utilizzo, con impianti eolici e solari si potrebbero produrre fino a 6.700 PWh di elettricità ogni anno a livello mondiale.

Nel documento si precisa che 1 PWh (petawatt-ora) corrisponde a mille TWh e che la domanda elettrica globale odierna è pari a 27 PWh/anno. Nel 2050, secondo i calcoli di Mark Jacobson citati da Carbon Tracker, assumendo di aver sviluppato un mix energetico alimentato al 100% da rinnovabili, il consumo elettrico globale sarà nell’ordine di 76 PWh/anno.

Oggi invece si stima un consumo energetico globale che espresso in termini esclusivamente elettrici (dopo tutti i complessi calcoli di conversione), è di circa 65 PWh.

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Notizie estrapolate dalla rassegna stampa AIGET.

Il punto, che si desume da simulazioni come quella proposta da Carbon Tracker, è che le due fonti rinnovabili, eolico e fotovoltaico, da sole potrebbero ampiamente coprire l’intero fabbisogno energetico in tutti i settori: produzione di elettricità, trasporti, processi industriali, riscaldamento, supponendo di elettrificare tutto direttamente o indirettamente grazie all’utilizzo di idrogeno verde, ricavato da energia 100% green.

Ciò non esclude, ovviamente, il contributo delle altre risorse verdi, come idroelettrico e geotermia, in base alle loro disponibilità a livello locale e regionale. Senza dimenticare il ruolo fondamentale che avranno i sistemi di accumulo, in primis le batterie. Nello studio si afferma che già oggi il 50% circa del potenziale tecnico delle rinnovabili ha un potenziale economico, vale a dire, è più conveniente sviluppare nuovi parchi eolici e solari rispetto alle centrali a combustibili fossili. Nel 2030, oltre il 90% di suddetto potenziale sarà più economico di gas, carbone, petrolio. In altre parole: entro pochi anni, le risorse fossili saranno messe fuori mercato dalle rinnovabili in ogni parte del Pianeta e gli investimenti più convenienti saranno dappertutto quelli in nuovi impianti eolici e solari.

Oggi intanto, osserva Carbon Tracker, stiamo usando una parte irrisoria del potenziale del solare e dell’eolico, rispettivamente lo 0,01% e 0,16% del totale. Un altro punto sottolineato da Carbon Tracker, in linea generale, è che la disponibilità di terreni e spazi adatti alla costruzione di impianti non rappresenta un problema. Difatti, ipotizzando di usare solo il solare per soddisfare tutto il consumo energetico annuo mondiale, bisognerebbe coprire di pannelli solo lo 0,3% della superficie terrestre, circa 450.000 km quadrati su un totale di 149 milioni di km quadrati. Interessante, infine, osservare la mappa seguente, tratta dallo studio

Vediamo che l’Italia, al pari di altri paesi Ue come Olanda e Germania, rientra nel gruppo di paesi classificato “stretched”, vale a dire, dove il potenziale tecnico di eolico e solare è più ristretto (inferiore a 10 volte la domanda energetica nazionale). E questo, spiega Carbon Tracker, pone problemi aggiuntivi a livello di pianificazione degli impianti e potrebbe rendere necessario potenziare le infrastrutture di rete (elettrodotti) per importare una parte dell’energia.

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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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