Outlook settimana 18. Aspetti chiave. PREZZO DELL ELETTRICITÁ GENERAZIONE. MERCATO DEI FUTURES short term

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Outlook settimana 18

€ 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. 18 è stato di 72,77 €/MWh.

Ha subito un aumento del +6% rispetto alla settimana precedente (68,68 €/MWh).

(Pag. 1)

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

(Pag. 4):

Q3 2020: +3,2%

Month 04 2020: -0,20%

Month 05 2020: +2,70%

Rispetto al totale delle vendite, le fonti tradizionali e le rinnovabili sono variate rispettivamente del -15% e del +21,9%.

Parallelamente, il il carbone e l’eolica sono diminuiti rispettivamente del +10,6% e del +16,3%.

(Pag. 6)

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

CAL22: +4,01%

CAL23: +3,44%

CAL24: +3,31%

CAL25: +4,50%

(3)

3

PREZZI WEEK

Prezzo (€/MWh) W17 W18 Var.% CCT bl

NORD – Baseload 67,37 71,53 6,2%

NORD – Peak 77,37 74,89 -3,2% 1,00

NORD – Offpeak 61,82 69,67 12,7%

CNORD – Baseload 67,23 71,49 6,3%

CNORD – Peak 76,97 74,78 -2,8% 1,04

CNORD – Offpeak 61,82 69,66 12,7%

CSUD – Baseload 66,58 74,76 12,3%

-1,50

CSUD – Peak 75,14 71,15 -5,3%

CSUD – Offpeak 61,82 76,76 24,2%

SUD – Baseload 66,58 74,76 12,3%

-1,50

SUD – Peak 75,14 71,15 -5,3%

SUD – Offpeak 61,82 76,76 24,2%

CALA – Baseload 67,20 74,83 11,4%

-2,04

CALA – Peak 75,14 71,21 -5,2%

CALA – Offpeak 62,79 76,84 22,4%

SICI – Baseload 95,37 74,97 -21,4%

-2,15

SICI – Peak 115,58 71,21 -38,4%

SICI – Offpeak 84,14 77,06 -8,4%

SARD – Baseload 66,58 74,76 12,3%

-1,50

SARD – Peak 75,14 71,15 -5,3%

SARD – Offpeak 61,82 76,76 24,2%

Prezzo (€/MWh) W17 W18 Var.%

PUN-Baseload 68,68 72,77 6,0%

PUN-Peak 78,70 73,68 -6,4%

PUN-Offpeak 63,11 72,26 14,5%

PUN PREZZI ZONALI

PREZZI SETTIMANALI MERCATI EUROPEI

DE: 45,02 €/MWh ES: 62,13 €/MWh FR: 104,47 €/MWh

IT: 72,77 €/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 03/05/2021 58,48 54,64 54,27 52,51 55,84 61,36 74,74 86,42 87,93 83,55 79,00 76,35 69,72 65,55 70,00 71,50 71,75 75,85 76,44 82,66 89,49 80,39 79,72 69,61 71,99 04/05/2021 76,68 70,34 71,72 74,55 74,88 74,84 85,74 86,94 88,33 79,63 72,44 68,26 62,62 59,28 64,00 65,40 66,36 72,35 76,00 85,34 84,77 79,16 75,30 71,00 74,41 05/05/2021 70,80 67,99 67,31 59,73 59,73 63,78 74,80 85,98 94,33 84,05 81,38 75,76 68,44 64,24 63,73 63,20 63,29 69,29 72,35 81,09 82,00 81,38 79,02 72,74 72,77 06/05/2021 73,00 67,16 65,13 58,59 60,98 67,09 76,53 84,50 88,62 80,76 75,00 70,09 66,33 63,16 65,00 66,96 68,91 72,50 78,97 91,01 92,73 85,00 80,00 74,44 73,85 07/05/2021 75,57 68,82 65,07 64,93 66,81 71,90 80,00 91,07 99,50 84,43 78,32 74,30 69,69 59,15 59,41 61,41 67,30 69,29 75,84 83,43 85,34 82,00 79,48 78,09 74,63 08/05/2021 75,20 69,80 70,86 68,43 68,00 72,90 70,06 76,89 79,96 77,00 74,96 71,89 62,19 58,23 56,50 60,00 64,25 68,70 75,82 81,92 84,57 81,56 76,52 71,30 71,56 09/05/2021 73,93 71,72 71,59 69,07 70,64 73,81 73,76 73,44 68,98 71,42 65,33 62,36 60,00 49,83 49,25 57,10 65,14 73,17 78,20 82,51 87,49 85,48 78,63 70,53 70,14

Media 71,

95 67, 21

66, 56

63, 97

65, 27

69, 38

76, 52

83, 61

86, 81

80, 12

75, 20

71, 29

65, 57

59, 92

61, 13

63, 65

66, 71

71, 59

76, 23

84, 00

86, 63

82, 14

78, 38

72,

53 -

Settimana n.18 | 03 - 09 maggio 2021

(4)

4

h CALA CNORD CSUD NORD SARD SICI SUD

1 2,20 1,34 2,20 1,34 2,20 2,20 2,20

2 1,59 1,11 1,59 1,11 1,59 1,59 1,59

3 0,87 0,47 0,87 0,47 0,87 0,87 0,87

4 1,03 0,25 1,03 0,25 1,03 1,03 1,03

5 2,52 1,37 2,35 1,37 2,35 2,52 2,35

6 2,11 0,94 1,23 0,94 0,61 2,11 1,23

7 1,77 0,68 2,48 0,68 2,48 1,77 2,48

8 2,30 1,34 2,30 1,34 2,30 2,30 2,30

9 6,07 6,19 6,07 6,19 6,07 6,07 6,07

10 0,44 2,20 0,61 2,20 0,61 0,44 0,61

11 1,55 0,85 0,78 0,85 0,78 1,55 0,78

12 0,78 1,93 0,78 1,93 0,78 0,78 0,78

13 0,94 1,10 0,94 1,34 0,94 0,94 0,94

14 3,46 1,39 3,46 1,23 3,46 3,46 3,46

15 3,59 1,76 3,59 1,76 3,59 3,59 3,59

16 2,76 1,87 2,76 1,87 2,76 2,76 2,76

17 1,37 2,05 1,37 2,05 1,37 1,37 1,37

18 1,46 0,80 1,46 0,80 1,47 1,46 1,46

19 2,10 0,80 2,10 0,80 2,10 2,10 2,10

20 1,79 1,55 1,79 1,55 1,79 1,79 1,79

21 5,31 1,01 5,71 1,01 5,71 2,75 5,71

22 2,61 1,14 2,94 1,14 2,94 2,61 2,94

23 2,83 2,26 2,83 2,26 2,83 2,83 2,83

24 3,22 1,01 3,22 1,14 3,22 3,22 3,22

Media dei Differenziali MGP - MI in valore assoluto

MERCATI INFRAGIORNALIERI

(Agg. 09/05/2021)

Prodotto

Quotazione Baseload

€/MWh 30/04/2021

€/MWh 07/05/2021

Var.%

Baseload III Tr 2021 76,79 79,30 3,27%

Baseload Mag 2020 69,43 69,29 -0,20%

Baseload Giu 2020 72,10 74,05 2,70%

FUTURES EEX Short Term

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Italia

Italia CAL-22, 23, 24, 25

CAL

€/MWh 30/04/2021

€/MWh 07/05/2021

Var %.

22 66,38 69,04 4,01%

23 62,50 64,65 3,44%

24 59,15 61,11 3,31%

25 57,76 60,36 4,50%

FUTURES EEX Short Term

Fonte

-0,20 -0,24 -0,38 -0,24 -0,82 -0,92 -1,10 -0,36 -1,12 -1,36 -0,69 -0,01 19,53

15,38 10,42

4,83 5,82 5,22 6,27

8,24 11,06

8,80 7,89 8,75

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

abr 2020

may 2020

jun 2020

jul 2020

ago 2020

sep 2020

oct 2020

nov 2020

dic 2020

ene 2021

feb 2021

mar 2021 Sbilanciamento Uplift

SBILANCIAMENTO VS. UPLIFT Analisi Andamento Ultimi 12 Mesi

(5)

5 VOLUMI VENDUTI PER FONTE

Struttura delle vendite

49,7%

39,1%

3,5%

6,8% 0,9%

Fonti Rinnovabili Gas

Carbone Altre Pompaggio

Fonte ^{Week 17} [MWh]

Week 18

[MWh] Var.%

Fonti tradizionali 2.495.066 2.121.233 -15,0%

Gas 2.054.987 1.681.336 -18,2%

Carbone 134.639 148.901 10,6%

Altre 305.440 290.996 -4,7%

Fonti rinnovabili 1.755.482 2.139.821 21,9%

Idraulica 814.099 1.038.715 27,6%

Geotermica 107.961 108.984 0,9%

Eolica 311.805 362.712 16,3%

Solare 521.616 629.410 20,7%

Pompaggio 15.556 38.521 147,6%

TOTALE 4.266.103 4.299.575 0,8%

24,20%

2,50%

8,40%

14,60%

Idraulica Geotermica Eolica Solare

Fonti rinnovabili

INTERCONNESSIONI

Fonte

Frontiera GWh Var.% sett

AT > ITNORD 27,658 11,91%

CH > ITNORD 61,015 -55,24%

FR> ITNORD 172,893 3,77%

ITCNORD > ITNORD 126,461 94,47%

ITNORD > ITCNORD 41,002 -43,74%

SI > ITNORD 26,986 -32,79%

ITNORD > SI 29,627 92,10%

VOLUMI VENDUTI, ACQUISTATI

Totale [MWh] Variazione [%]

VENDITE

Nazionale 4.299.576 0,80%

Estero 742.694 -8,70%

Totale 5.042.271 -0,70%

ACQUISTI

Nazionale 5.023.526 0,00%

Estero 18.745 -67,30%

Totale 5.042.271 -0,70%

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6 PREZZI 2020 al 09/05/2021

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PUN CALA FV 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 58,51

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 53,25

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 60,16 56,97

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 67,02 61,64

Maggio 68,09 70,13 66,44 67,09 64,54 67,05 65,43 69,59 63,73 69,59 66,22 70,24 64,15 69,59 63,92

Giugno Luglio Agosto Settembre

Ottobre Novembre

Dicembre

Media 62,96 61,49 59,61 63,06 63,20 62,62 62,77 62,54 61,06 61,78 59,34 65,07 60,60 61,81 58,11

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. 09/05/2021)

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

-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 17 Week 18

-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

(8)

8 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 09/05/2021)

NORD

CNORD

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica

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Fonte

Andamento Prezzo Zonale - CNOR Confronto Ultime Due Settimane

Week 17 Week 18 0 €/MWh

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

Andamento Prezzo Zonale - NORD Confronto Ultime Due Settimane

Week 17 Week 18

Fonte

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9 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 09/05/2021) 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 17 Week 18

Andamento Prezzo Zonale - SUD Confronto Ultime Due Settimane

Week 17 Week 18

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10 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 09/05/2021)

SICI

SARD

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Fonte Fonte

Andamento Prezzo Zonale - SARD Confronto Ultime Due Settimane

Week 17 Week 18 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 17 Week 18

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11 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 09/05/2021)

CALA

Andamento Prezzo Zonale - CALA Confronto Ultime Due Settimane

Week 17 Week 18

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica Fonte

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NOTIZIE SETTIMANALI

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12

 Elettricità: ad aprile Pun in aumento su prezzi gas, CO2 e tonfo dell'import Borsa elettrica +14,3% vs marzo a 69,02 €/MWh su rimbalzo Psv (+17%), nuovo record Ets ora sopra 50 € e brusca frenata import da Francia e Svizzera (-38%). Consumi +1,1% su 2019

Ad aprile si conferma il ritorno dei consumi elettrici ai livelli pre-Covid, in una congiuntura rialzista per i prezzi di borsa, sostenuti dall'aumento delle quotazioni gas, dai nuovi record della CO2 e da una brusca frenata di una delle fonti a più basso costo del nostro mix, l'import da Francia e Svizzera. E' quanto emerge dai principali dati si settore. Guardando ai consumi, analogamente a quanto già visto per il gas ad aprile è arrivato puntuale anche per l'elettrico il rimbalzo rispetto al 2020, in cui la domanda era stata gravemente penalizzata dal lockdown per il Covid: i 26,67 TWh richiesti sulla rete Terna nel mese sono il 21,7% in più dello stesso mese di un anno fa, soddisfatti per l'81,3% con la produzione interna (+11,5% a 21,69 TWh) e il resto con le importazioni nette, in aumento del +253% nel confronto con il 2020, in cui per ragioni di sicurezza l'import era quasi azzerato e l'export registrava valori record.

In forte ripresa le fonti non rinnovabili, composte principalmente dal termoelettrico da fonti fossili (+26,2% a 12,72 TWh), mentre quelle rinnovabili ripiegano di un 4,5%

a 9,16 TWh, al 37,7% del totale consumi, dato ben lontano dal 48% del 2020 reso possibile dal calo dei consumi. Flessioni significative per l'idroelettrico (-12,4% a 3 TWh al netto dei pompaggi) e il solare (-11% a 2,41 TWh) sono state in parte compensate da un +25,7% dell'eolico a 1,58 tWh . Rispetto ai livelli pre-Covid di aprile 2019, i consumi aumentano di un 1,1% circa con un numero pari di giorni lavorativi, ma a fronte di temperature decisamente più basse quest'anno: 1,9 gradi giorno in più in media. Ad aprile 2019 la quota di rinnovabili sui consumi era stata del 36,7%.

Passando ai prezzi, anche qui le differenze tendenziali rispetto ad aprile 2020 sono notevoli: +177,7% il Pun, variazione che si affianca al +367,3% del baseload francese e al +215,2% di quello tedesco, con prezzi del gas in aumento del 148% sul mercato italiano e del 209% su quello olandese e quotazioni della CO2 in aumento del 124%.

Vale però soffermarsi un po' di più sulla variazione congiunturale rispetto a marzo, che evidenzia una dinamica rialzista dei mercati elettrici e delle commodity europei: il prezzo Pun infatti guadagna oltre 8 € o un 14,3% su marzo a 69,02 €/MWh a fronte di volumi poco mossi o in leggero calo (a parità di giorni lavorativi, 23 a marzo contro 21 ad aprile).

A sostenere i prezzi sono stati piuttosto le quotazioni del gas, che al Psv italiano guadagnano un 17,1% a 21,4 €/MWh (rilevazioni Alba Soluzioni) allungando le distanze con quelli olandesi al Ttf (+15,3% a 20,36 €, 1 € circa in meno contro gli 0,6 € di marzo). 6 Continua a volare anche la CO2 con il future di dicembre 2021 che raggiunge il nuovo record storico di 45,2 €/tonnellata medi, in aumento del 10,4% sul precedente primato mensile di marzo. Nelle negoziazioni di oggi su Ice il prezzo ha superato per la prima volta i 50 €, soglia già superata nei giorni scorsi per i prodotti 2022, 2023 e 2024.

Ma un contributo importante al rialzo del Pun è venuto anche dalla brusca frenata delle importazioni, una delle fonti a minor costo del mix italiano: rispetto a marzo il saldo netto con l'estero scende del 32,5% a 2,88 TWh, quasi 1,4 TWh meno che in marzo. Una flessione dovuta quasi interamente al brusco calo dell'import dalla Svizzera (-0,94 TWha 1,2 TWh circa) e della Francia (-0,4 TWh a 0,99 TWh), dove la capacità nucleare disponibile è stata in media nel mese pari a circa il 60% del totale installato, in cali di 10 punti sul 70% circa di marzo. Il baseload francese in aprile ha guadagnato un 26,5% a 62,85 € e quello della Germania un 13,1% a 53,87 €. Le esportazioni dall'Italia sono aumentate nel frattempo da 0,2 a 0,3 TWh. I margini di generazione termoelettrica infine hanno visto una qualche ripresa rispetto a marzo: 7,6 €/MWh circa il clean spark spread per le centrali a gas contro i 6,9 € di marzo e 5,6 €/MWh circa il clean dark spread del carbone contro 2 circa in marzo.

 Dispacciamento, uplift marzo a 8,75 € Il valore a consuntivo per il mese di marzo del corrispettivo uplift, componente del prez zo dell'elettricità che copre i costi sostenuti da Terna per il servizio di dispacciamento, è pari a 8,75 €/MWh circa, in aumento dell'11% circa su febbraio

Rispetto a marzo 2020, quando era stato influenzato significativamente dagli effetti del lockdown per il Covid 19, è invece in calo del 29,6%, mentre rispetto a marzo 2019 la variazione è +23,2%. Guardando alla sola componente legata ai costi sostenuti da Terna sul mercato dei servizi Msd, i 9,09 €/MWh di marzo sono solo l'1,2% in più di febbraio, il 30,5% in meno di marzo 2020 e il 23,6% in più di marzo 2019. In allegato gli avviso di Terna col dettaglio dell'uplift in febbraio e marzo.

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 Ue: Ppa e contratti per differenza CO2 nella nuova strategia industriale

Per la duplice transizione verde e digitale Bruxelles prevede anche un Geography Lab per individuare i siti Fer. Allo studio alleanze per aviazione a emissioni zero e carburanti rinnovabili e low -carbon La presentazione della strategia industriale Più che un aggiornamento è una vera e propria riscrittura della strategia industriale europea quella presentata oggi dalla Commissione Ue, che modifica radicalmente in molti punti quella lanciata il 10 marzo 2020: il giorno precedente alla dichiarazione di pandemia Covid-19 da parte dell’Oms.

Illustrando la strategia, i vice-presidenti esecutivi della Commissione responsabili dell’Economia, Valdis Dombrovskis, e della Concorrenza e Digitale, Margrethe Vestager, e il commissario al Mercato interno, Thierry Breton, hanno spiegato che l’esecutivo comunitario ha “tenuto pienamente conto degli insegnamenti tratti dalla crisi Covid- 19 per rilanciare la ripresa e rafforzare l’autonomia della Ue”, concentrandosi “sulla necessità di comprendere meglio le nostre dipendenze in settori strategici essenziali e su nuove misure per accelerare la duplice transizione verde e digitale rallentata e ridimensionata drasticamente dalla pandemia”.

Tra le misure allo studio, ancora da definire nel dettaglio, figura un sostegno dedicato ai corporate Power purchase agreement (Ppa) per favorire l’acquisto di energia da rinnovabili da parte delle aziende, che sarà inserita a giugno nella nuova direttiva Fer. Nella revisione della direttiva Ets sarà invece introdotto un sistema per stabilizzare il costo della CO2 attraverso “contratti per differenza”, che garantiranno agli sviluppatori dei progetti legati alla transizione un prezzo fisso del carbonio indipendentemente da quello di mercato. A questo scopo saranno anche utilizzati i fondi del sistema Ets e quelli dell’Innovation Fund.

Sarà inoltre sviluppato, in collaborazione con le industrie, un “Energy and Industry Geography Lab”, strumento in grado di fornire informazioni sulla disponibilità nelle varie aree geografiche Ue di fonti rinnovabili, infrastrutture energetiche e centri di domanda industriale. La Commissione prevede poi l’individuazione – attraverso un processo partecipativo “bottom-up” – di “percorsi per la transizione” per i diversi settori, a cominciare da energivori, rinnovabili e mobilità. Tali percorsi permetteranno di comprendere meglio scala, costo, benefici di lungo-termine e condizioni delle azioni che accompagneranno la duplice transizione. Transizione, assicura Bruxelles, che sarà sostenuta anche attraverso una “profonda revisione delle norme Ue in materia di concorrenza, in un momento in cui anche il panorama competitivo globale sta cambiando radicalmente”.

Un altro “obiettivo strategico” della strategia è affrontare la dipendenza industriale della Ue, che in base a un’analisi iniziale riguarda 137 prodotti (sui 5.200 valutati) soprattutto nei settori ad alta intensità energetica (come le materie prime) e sanitari, ma anche in comparti importanti per la transizione verde e digitale. In particolare, la Commissione ha presentato i risultati di sei analisi approfondite su materie prime, batterie, idrogeno, semiconduttori, sostanze attive farmaceutiche e tecnologie cloud ed edge, che “forniscono maggiori indicazioni sull’origine delle dipendenze strategiche in questi settori e sui relativi effetti”. Una seconda fase di analisi riguarderà prodotti e tecnologie essenziali per la transizione, come le fonti rinnovabili, lo stoccaggio di energia e la cibersicurezza. In quest’ottica, saranno lanciate nuove alleanze industriali dopo quella per le batterie, l’idrogeno e le materie prime.

La Commissione sta preparando il prossimo avvio delle alleanze per i processori e i semiconduttori e per i dati industriali e le tecnologie edge e cloud e sta considerando la preparazione di alleanze per i lanciatori spaziali e per l’aviazione a emissioni zero. Quest’ultima stimolerà lo sviluppo di nuovi aerei (ad esempio a idrogeno o elettrici), facendo leva sull’iniziativa Clean Sky e lavorando in sinergia con l’alleanza per i carburanti rinnovabili e low-carbon prevista dalla 53 strategia per la mobilità sostenibile e oggi confermata.

“L’obiettivo della strategia industriale aggiornata è dotare le nostre industrie della capacità di guidare la duplice transizione verde e digitale dell’economia preservando allo tempo stesso la loro competitività, anche nel contesto della ripresa dalla crisi Covid-19”, ha spiegato la vice-presidente Vestager. La strategia industriale, contenuta in una comunicazione, è accompagnata da tre documenti di lavoro: la relazione annuale 2021 sul mercato unico, una analisi sulle dipendenze e capacità strategiche dell’Europa e il documento “Industria siderurgica europea competitiva e pulita”.

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 Eolico offshore, “da 33 a 250 GW in nove anni”

In arrivo 810 miliardi di dollari di investimenti. Le stime di crescita dell’eolico marino da qui al 2030 in un nuovo studio di Rystad Energy La capacità installata complessiva del comparto eolico offshore è destinata a superare i 250 GW entro il 2030, spinta da un’ondata di nuovi progetti in arrivo, con 810 miliardi di dollari fra nuove spese capitali e operative. La stima è contenuta in un rapporto di Rystad Energy, che prevede un crescente spostamento degli investimenti dal petrolio e dal gas alle energie rinnovabili. Nel caso dell’eolico offshore, Rystad prevede un tasso di crescita annuo composto (CAGR) dei rendimento per questi investimenti pari all’11% nel decennio.

“La capacità installata a livello mondiale dei parchi eolici marini è salita a 33 GW nel 2020, triplicando quasi le dimensioni del 2016”, si legge in una nota della società di ricerche. “Prevediamo che la capacità installata mondiale raggiungerà 109 GW entro il 2025 e salirà ulteriormente a 251 GW entro il 2030, crescendo in media del 22%

all’anno”.

Questo massiccio aumento della potenza installata comporterà un forte aumento della spesa globale, che ammonterà a 56 miliardi di dollari nel 2021, con quasi 13 GW di nuova capacità sulla rampa di lancio, cosa che farà aumentare la potenza installata complessiva a 46 GW quest’anno, secondo Rystad Energy. La spesa annuale salirà fino a 126 miliardi di dollari nel 2030, con una pausa prevista per il 2022 e 2023. La spesa capitale (capex), cioè gli investimenti, rappresenta oggi il 95% della spesa totale, mentre le spese operative (opex) rappresentano solo il 5%.

La quota capex dovrebbe scendere a circa l’80%

entro il 2030, dato che tutta la nuova capacità installata richiederà più spese operative per il funzionamento e la manutenzione, ha sottolineato Rystad. Da notare che il 2030 dovrebbe essere un anno di svolta, in cui la spesa per l’eolico offshore sarà uguale a quella per lo sviluppo ex novo (greenfield) di progetti per petrolio e gas offshore, pari a circa 100 miliardi di dollari, escluse le spese di esplorazione.

I costi di produzione delle turbine rappresentano la quota maggiore di capex per gli impianti eolici offshore, con quasi il 40% degli investimenti totali.

Tale tendenza dovrebbe continuare poiché i paesi, specialmente quelli europei, stanno puntando sempre più sulle turbine di grandi dimensioni. La fabbricazione delle fondazioni è il secondo elemento di costo principale per la costruzione di un parco eolico marino, con una quota di circa il 15% del capex complessivo al 2030.

La quota di spesa per le fondazioni dovrebbe rimanere stabile, poiché non ci si aspetta un aumento significativo di fondazioni galleggianti in questo decennio, si legge nel rapporto. I cavi rappresenta circa il 14% del capex totale. Combinato con il costo di installazione dei cavi, il segmento pesa per circa il 20% della spesa capitale. Anche questa fonte di costo dovrebbe rimanere sostanzialmente stabile man mano che ci avviciniamo al 2030. Da una parte, potenze maggiori consentono infatti di diminuire la quantità complessiva di turbine necessarie, contribuendo di riflesso a ridurre i costi dei cavi e dell’installazione.

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Ma dall’altra, la diminuzione dei costi dei cavi per turbina è controbilanciata da distanze sempre maggiori delle turbine in alto mare rispetto alla costa. “Il livello colossale di investimenti previsto nell’industria eolica offshore in questo decennio riflette gli obiettivi ambiziosi fissati dalle aziende e dai governi. Con la maturazione del mercato e il raggiungimento delle economie di scala, gli investimenti potrebbero aumentare ulteriormente, consentendo una capacità installata ancora maggiore“, ha detto Petra Manuel, analista dell’eolico offshore di Rystad Energy.

In qualità di mercato più maturo, l’Europa dovrebbe continuare a guidare la spesa eolica offshore in questo decennio, per un totale di circa 300 miliardi di dollari. Alcune delle attività più dispendiose si trovano al largo del Regno Unito, compresi i progetti Hornsea Two, Three e Four da 4,8 GW di Orsted, allineati su un capex di 14 miliardi di dollari, pari a circa 342 milioni di dollari per GW. I progetti di Dogger Bank, da sviluppare in tre fasi da 1,2 GW ciascuna da parte di SSE, potrebbero vedere scendere di poco la spesa a oltre 11 miliardi di dollari di capex, cioè circa 327 milioni di dollari per GW, mentre i 3 GW del progetto East Anglia Hub di Scottish Power Renewable comporteranno probabilmente un capex di oltre 8 miliardi di dollari, pari ad almeno 375 milioni per GW. La Cina, che ha dominato la spesa annuale tra il 2019 e il 2021 grazie alle sue sostanziali aggiunte di capacità, dovrebbe spendere molto meno dell’Europa, e cioè circa 110 miliardi di dollari al 2030.

Al di fuori della Cina, l’Asia dovrebbe vedere investimenti significativi quest’anno, guidati da Vietnam e Taiwan, mentre anche la spesa in Corea del Sud e Giappone aumenterà a partire dal 2023, secondo Rystad. Nel frattempo, le Americhe stanno rimanendo indietro nel comparto offshore a causa del Jones Act statunitense e dei lunghi processi di autorizzazione negli Usa, che stanno ritardando di anni l’avvio previsto per un certo numero di parchi eolici. La regione dovrebbe spendere poco più di 70 miliardi di dollari in questo decennio per progetti eolici offshore – ben al di sotto di altre regioni. Il Nord e il Sud America inizieranno a spendere somme sostanziali per l’eolico offshore solo nel 2023, secondo Rystad Energy. Il primo progetto su larga scala negli Stati Uniti sarà il Vineyard Wind 1 da 800 MW, sviluppato da Avangrid e dal 61 consorzio Copenhagen Infrastructure al largo della costa del Massachusetts, con un investimento stimato di 2,8 miliardi di dollari.

 Come sta andando l’energia solare in Italia (e nel mondo)

La costruzione di parchi fotovoltaici in questi anni ha registrato una crescita esponenziale, ma con l’aumento dei prezzi delle materie prime, degli oneri di spedizione, e una burocrazia che blocca buona parte dei progetti, il rischio è quello di una brusca frenata del trend finora positivo Il solare è di fronte a un bivio. Le condizioni climatiche e sociali sarebbero ideali per un’affermazione globale, ma l’aumento dei prezzi delle materie prime e dei costi di spedizione, e la burocrazia che blocca buona parte dei progetti, stanno erodendo i margini di profitto e ingolfando la transizione verso questa rinnovabile.

Il costo della costruzione di parchi solari è in calo da diversi anni, ma il trend, tuttavia, sta cambiando, perché da qualche mese i nuovi progetti fotovoltaici delle utility stanno iniziando a diventare più costosi a causa dell’aumento dei costi per moduli, spedizione e manodopera. Lo rivela il rapporto di Rystad Energy, che spiega come

«l’aumento dei prezzi delle materie prime e dei costi di spedizione stanno portando potenzialmente a ritardi per gli sviluppi prossimi alla chiusura finanziaria. I moduli rappresentano la più grande singola voce di investimento dei progetti fotovoltaici delle utility, il che significa che anche modeste variazioni dei costi possono portare a sfide significative per l’economia del progetto».

Negli ultimi 10 anni, il settore ha registrato un calo dell’80% dei prezzi dei moduli su base dollaro per watt, da oltre 1 dollaro per watt di picco nel 2011 a meno di 0,20 dollari nel 2020. Quest’anno i costi dei moduli FOB (Free on board) dalla Cina sono già saliti oltre 0,22 dollari invertendo una tendenza in atto da sette anni. «Questo sviluppo è stato causato da un aumento dei prezzi delle materie prime chiave utilizzate per produrre celle solari in silicio, tra cui polisilicio, argento, alluminio e vetro, nonché da costi di spedizione più elevati», spiega Rystad Energy. Una nota a parte riguarda invece il fotovoltaico “acquatico”. I parchi solari a terra sono costosi, in termini di infrastrutture, trasporto, distribuzione e perdite di trasmissione, e sono raramente disponibili vicino alle infrastrutture e all’allacciamenti alle reti. In un Paese come il nostro, quindi, il fotovoltaico galleggiante può essere una valida alternativa a valore aggiunto. Ancor più in luoghi come le nostre isole che hanno pochi spazi e costi energetici elevati.

Le soluzioni di fotovoltaico galleggiante sono adatte a diverse tipologie di bacini idrici, per esempio laghi, dighe, corsi d’acqua, vasche per l’irrigazione o per il trattamento delle acque, o ancora in mare aperto. Luoghi per la maggior parte sempre soleggiati, con consumo intenso di energia e costi correlati. 64 Anche per il

“galleggiante” però è sorto il problema dell’argento.

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Uno dei prodotti chiave utilizzati nella produzione di celle solari è infatti l’argento, che grazie alle sue proprietà elettriche è ideale per la parte anteriore e posteriore della cella. Tra il 2012 e il 2016, l’industria ha ridotto drasticamente l’uso di argento da oltre 200 milligrammi a circa 100 mg per cella. Attualmente si trova nell’intervallo di 80- 90 mg. Il contributo dell’argento ai costi totali dei moduli è ora di nuovo in aumento «poiché l’utilizzo dell’argento per cella si è stabilizzato mentre i prezzi aumentano. Il settore fotovoltaico rappresenta il 10% della domanda globale di argento, mentre la crescita aggiuntiva prevista indotta dall’industria automobilistica causata dall’aumento dei veicoli ibridi ed elettrici potrebbe spingere la domanda di argento da questo settore da 51 MMoz nel 2020 a 88 MMoz nel 2025, spingendo i prezzi ancora più in alto», osserva la società.

A questa situazione globale si aggiunge l’impasse amministrativo dell’Italia. La procedura, detta “semplificata”, è complessa e cambia in base alla regione e al comune.

Non c’è una regola fissa, le norme per di più cambiano di frequente e tanti possono mettere bocca e bloccare tutto. I centri storici poi sono del tutto tagliati fuori in virtù dei vincoli paesaggistici, ma anche in campagna la situazione non è delle migliori. Come sottolinea l’osservatorio Anie (federazione che rappresenta le imprese elettroniche ed elettrotecniche italiane), gli impianti vengono fatti ma ad un ritmo che non è compatibile con gli obiettivi stabiliti per il 2030 di 51 Gigawatt per il fotovoltaico contro i 21 di oggi. Un esempio sono i parchi solari nati su ex discariche.

È una pratica usata soprattutto negli Stati Uniti, in Europa, in Giappone. In Europa possiamo citare la discarica di Manosque, in Francia, che dal 2009 ospita un parco solare con 54.600 pannelli da 4 megawatt totali. O quella nel sud ovest della Germania, a Heckfeld: oltre 23 mila pannelli e 1,9 megawatt su una vecchia discarica di rifiuti edili. A Gloucester, 170 km a ovest di Londra, nel sito di una ex discarica, sta per nascere quello che viene definito un ecoparco con pannelli solari, un generatore da biomassa e un impianto di compostaggio. In Italia, invece, a Malagrotta, Roma, dal 2008 c’è un impianto con pannelli solari – in parte tradizionali in parte flessibili a film sottile fissati direttamente sulla copertura della discarica, senza strutture di sostegno – che fornisce circa 1,4 gigawattora l’anno.

Dal 2012 l’ex discarica di Padernello di Paese (Treviso) produce energia grazie ad un impianto da 1 megawatt: 10 mila metri quadri di moduli fotovoltaici flessibili applicati con sistema a velcro sulla membrana in gomma usata come copertura della discarica. E poi Novellara, nel reggiano; i 3 mila pannelli della discarica Barricalla, nel comune di Collegno, Torino. Oppure le discariche toscane di Sinalunga, Poggibonsi, Monticiano, Asciano, con 1 gigawatt totale installato. Mentre chi vuole tentare oggi la via del parco fotovoltaico dovrà fare i conti anche con i costi di spedizione. Il costo del trasporto di una spedizione dalla Cina ai mercati chiave di tutto il mondo è stato di 0,006 dollari per watt, ma nel 2021, all’indomani del Covid-19, è salito a 0,02 dollari / Wp. «Questo è un altro aumento significativo dei costi per gli sviluppatori fotovoltaici poiché la spedizione ora rappresenta poco meno del 10% del costo del modulo FOB (prima della spedizione).

Fino al 2019, questo rappresentava solo il 3%. Sebbene questo aumento possa essere un effetto a breve termine della pandemia, la produzione di moduli incentrati sull’Asia significa che i costi di spedizione rimarranno un fattore chiave da tenere d’occhio per gli sviluppi in altri continenti», svela Rystad Energy. «L’aumento dei costi avrà un impatto significativo sull’economia del progetto nelle strutture ad alta capacità che beneficiano delle economie di scala. Per un tipico progetto fotovoltaico su larga scala da 100 megawatt (MW), un aumento dei costi di un modulo da 0,18 a 0,24 dollari / Wp rappresenta un aumento del 9% degli investimenti del progetto su base dollaro per watt», conclude la società di consulenza.

Ma non finisce qui. Ad aggravare la situazione c’è anche la spesa per il capitale umano. La costruzione di un asset fotovoltaico richiede personale qualificato diverso come operai edili, elettricisti, ingegneri, operatori di macchine e personale logistico, oltre al lavoro burocratico relativo all’acquisizione e alla preparazione legale del sito. Gran parte di questo lavoro non può essere facilmente automatizzato e l’industria solare continuerà a esserne dipendere anche per i progetti futuri.

Notizie estrapolate dalla rassegna stampa AIGET.

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18 Nella realizzazione del presente Outlook del mercato elettrico abbiamo

utilizzato le seguenti fonti:

• GME

• EEX

• AIGET

• Novità: JANUS

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