Outlook settimana 14. Aspetti chiave. PREZZO DELL ELETTRICITÁ GENERAZIONE. MERCATO DEI FUTURES short term

(1)

1

(2)

Outlook settimana 14

€ PREZZO DELL’ELETTRICITÁ GENERAZIONE

MERCATO DEI FUTURES short term MERCATO DEI FUTURES long term

Aspetti chiave

www.inxieme.com

2

Il prezzo medio della settimana n. 14 è stato di 63,25 €/MWh.

Ha subito un aumento del +9,6% rispetto alla settimana precedente (57,71 €/MWh).

(Pag. 1)

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

(Pag. 4):

Q3 2020: +0,37%

Month 03 2020: +5,39%

Month 04 2020: +1,64%

Rispetto al totale delle vendite, le fonti tradizionali e le rinnovabili sono aumentate rispettivamente del +7,0% e del +6,6%.

Parallelamente, anche il il carbone e l’eolica sono aumentate del +5,8% e del +44,5%.

(Pag. 6)

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

CAL22: -0,14%

CAL23: +0,08%

CAL24: +0,51%

CAL25: +0,26%

(3)

3

PREZZI WEEK

Prezzo (€/MWh) W13 W14 Var.% CCT bl

NORD – Baseload 57,48 63,42 10,3%

60,06

NORD – Peak 60,53 69,54 14,9%

NORD – Offpeak 55,79 60,97 9,3%

CNORD – Baseload 57,51 63,60 10,6%

60,18

CNORD – Peak 60,53 69,46 14,8%

CNORD – Offpeak 55,83 61,25 9,7%

CSUD – Baseload 57,43 63,57 10,7%

60,16

CSUD – Peak 60,24 69,35 15,1%

CSUD – Offpeak 55,87 61,26 9,6%

SUD – Baseload 57,42 61,60 7,3%

58,90

SUD – Peak 60,21 62,44 3,7%

SUD – Offpeak 55,87 61,26 9,6%

CALA – Baseload 59,10 62,41 5,6%

60,24

CALA – Peak 60,21 62,44 3,7%

CALA – Offpeak 58,48 62,40 6,7%

SICI – Baseload 60,63 63,00 3,9%

60,89

SICI – Peak 61,17 62,75 2,6%

SICI – Offpeak 60,34 63,09 4,6%

SARD – Baseload 57,43 59,79 4,1%

57,75

SARD – Peak 60,24 56,12 -6,8%

SARD – Offpeak 55,87 61,26 9,6%

Prezzo (€/MWh) W13 W14 Var.%

PUN-Baseload 57,71 63,25 9,6%

PUN-Peak 60,49 68,23 12,8%

PUN-Offpeak 56,17 61,26 9,1%

PUN PREZZI ZONALI

PREZZI SETTIMANALI MERCATI EUROPEI

DE: 41,10 €/MWh ES: 60,76 €/MWh FR: 59,67 €/MWh IT: 63,25 €/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 05/04/2021 52,14 48,99 48,70 48,76 49,89 52,71 60,33 57,68 57,65 52,90 49,56 43,10 40,00 32,09 30,00 40,00 49,00 53,92 65,92 76,65 81,54 69,10 61,12 57,54 53,30 06/04/2021 58,00 50,28 48,13 44,00 43,94 48,30 60,33 67,00 75,70 72,62 68,17 65,78 62,29 58,50 57,34 57,22 58,14 61,24 63,46 70,05 71,44 66,76 62,97 60,73 60,52 07/04/2021 65,11 60,33 60,33 59,46 58,00 60,93 73,10 81,91 87,00 74,25 68,49 61,42 61,20 61,25 61,42 61,54 62,24 64,24 66,06 76,35 82,91 74,26 66,07 64,52 67,18 08/04/2021 66,75 65,00 65,00 63,18 61,90 65,62 71,34 87,74 95,35 81,70 71,84 67,45 65,07 63,97 61,74 62,19 64,24 67,00 70,22 96,74 91,71 81,06 73,97 69,61 72,10 09/04/2021 73,36 69,98 68,77 67,97 65,35 71,37 79,46 82,02 84,23 77,52 70,23 69,06 64,69 63,49 61,57 60,95 62,00 63,93 70,68 83,00 86,49 76,51 71,24 67,93 71,33 10/04/2021 66,02 61,21 58,02 56,11 53,62 56,00 59,03 59,62 66,20 69,19 64,51 61,21 59,03 52,50 50,08 50,01 52,04 59,84 65,70 69,24 69,39 62,70 57,72 55,98 59,79 11/04/2021 63,33 58,63 57,21 53,96 52,00 55,12 56,07 52,56 60,39 60,39 60,00 58,02 60,39 52,10 46,62 45,50 51,96 57,22 63,78 68,32 73,00 70,10 66,00 62,36 58,54 Media 63,53 59,20 58,02 56,21 54,96 58,58 65,67 69,79 75,22 69,80 64,69 60,86 58,95 54,84 52,68 53,92 57,09 61,05 66,55 77,19 79,50 71,50 65,58 62,67 -

Settimana n.14 | 05 – 11 aprile 2021

(4)

4

h CALA CNORD CSUD NORD SARD SICI SUD

1 1,23 9,44 8,99 10,10 8,99 1,23 8,99

2 3,35 7,01 6,88 7,01 6,88 3,35 6,88

3 6,62 7,05 7,05 7,05 7,05 6,62 7,05

4 4,31 4,49 4,49 4,49 4,49 4,31 4,49

5 6,10 6,29 6,29 6,29 6,29 6,10 6,29

6 5,88 5,88 5,88 5,88 5,88 5,88 5,88

7 3,74 3,74 3,74 3,74 3,74 3,74 3,74

8 0,21 0,77 0,77 0,77 0,77 0,21 0,77

9 5,05 8,52 7,42 8,52 7,42 5,05 3,80

10 2,92 8,27 8,27 8,27 8,27 2,92 4,17

11 5,82 9,84 9,09 9,84 1,20 5,82 5,82

12 9,51 12,63 12,45 13,82 4,13 9,51 9,51

13 8,57 13,84 13,64 15,20 4,43 8,57 8,57

14 7,06 14,45 15,50 15,59 1,42 7,06 7,06

15 2,49 10,05 9,73 10,05 5,81 2,49 2,49

16 4,07 9,67 9,84 9,67 4,31 4,07 4,07

17 5,83 8,90 9,86 8,90 9,86 5,83 5,83

18 3,47 4,90 4,90 4,90 4,90 3,47 4,90

19 3,67 5,57 5,57 1,43 5,57 3,67 5,57

20 2,82 3,12 3,12 4,80 3,12 6,97 3,12

21 10,60 7,96 8,93 2,84 8,93 9,77 8,93

22 7,46 8,71 8,71 5,79 8,71 5,01 8,71

23 4,96 5,19 5,19 5,19 5,19 5,21 5,19

24 4,69 6,82 6,82 6,82 6,82 4,69 6,82

Media dei Differenziali MGP - MI in valore assoluto

MERCATI INFRAGIORNALIERI

(Agg. 11/04/2021)

Prodotto

Quotazione Baseload

€/MWh 01/04/2021

€/MWh 09/04/2021

Var.%

Baseload III Tr 2021 67,35 67,60 0,37%

Baseload Apr 2020 58,06 61,19 5,39%

Baseload Mag 2020 59,25 60,22 1,64%

FUTURES EEX Short Term

www.inxieme.com

Italia

Italia CAL- 22, 23, 24,25

CAL

€/MWh 01/04/2021

€/MWh 09/04/2021

Var %.

22 62,41 62,32 -0,14%

23 59,65 59,60 -0,08%

24 56,99 57,28 0,51%

25 57,07 57,22 0,26%

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

43891 43922 43952 43983 44013 44044 44075 44105 44136 44166 44197 44228 Sbilanciamento Uplift

SBILANCIAMENTO VS. UPLIFT Analisi Andamento Ultimi 12 Mesi

(5)

5 VOLUMI VENDUTI PER FONTE

Struttura delle vendite

43,7%

46,4%

3,0%

6,4% 0,5%

Fonti Rinnovabili Gas

Carbone Altre Pompaggio

Fonte MWh Var.%

Fonti tradizionali 2.446.920 7,0%

Gas 2.033.382 8,0%

Carbone 131.304 5,8%

Altre 282.233 0,7%

Fonti rinnovabili 1.911.625 6,6%

Idraulica 843.951 1,0%

Geotermica 108.658 1,4%

Eolica 418.588 44,5%

Solare 540.428 -3,7%

Pompaggio 19.724 -23,9%

TOTALE 4.378.268 6,6%

19,30%

2,50%

9,60%

12,30%

Idraulica Geotermica Eolica Solare

Fonti rinnovabili

INTERCONNESSIONI

Fonte

Frontiera GWh Var.% sett

AT > ITNORD 15,887 -4,06%

CH > ITNORD 107,526 -56,71%

FR> ITNORD 277,025 20,58%

ITCNORD > ITNORD 106,291 68,42%

ITNORD > ITCNORD 81,961 -14,95%

SI > ITNORD 24,428 -64,66%

ITNORD > SI 37,993 622,99%

VOLUMI VENDUTI, ACQUISTATI

Totale [MWh] Variazione [%]

VENDITE

Nazionale 4.378.268 6,60%

Estero 710.264 -28,20%

Totale 5.088.532 -0,10%

ACQUISTI

Nazionale 4.981.656 -1,60%

Estero 106.876 253,10%

Totale 5.088.532 -0,10%

(6)

6 PREZZI 2020 al 11/04/2021

www.inxieme.com

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 60,05 60,24 54,94 60,06 57,76 60,18 57,68 60,16 56,58 58,90 54,49 60,89 53,47 57,75 48,96

Maggio Giugno Luglio Agosto Settembre

Ottobre Novembre

Dicembre

Media 59,43 57,59 55,86 59,80 59,34 59,29 59,79 58,73 57,61 57,83 56,09 60,49 55,71 57,54 55,04

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. 11/04/2021)

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 Marzo

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 Aprile

-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 13 Week 14

-29

-21 -14 -9 -2

-9 1

10 13 17

28 35 22 28

38 40

49 44 49

54 61 57

60 60

51 49 52

50 51 53 48

44 47 39

32

25

-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

(8)

8 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 11/04/2021)

NORD

CNORD

Domanda Prod. Fotovoltaica Prod. Eolica

www.inxieme.com

Fonte

Andamento Prezzo Zonale - CNOR Confronto Ultime Due Settimane

Week 13 Week 14 0 €/MWh

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

Andamento Prezzo Zonale - NORD Confronto Ultime Due Settimane

Week 13 Week 14

Fonte

(9)

9 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 11/04/2021) 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 13 Week 14

Andamento Prezzo Zonale - SUD Confronto Ultime Due Settimane

Week 13 Week 14

(10)

10 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 11/04/2021)

SICI

SARD

www.inxieme.com

Fonte Fonte

Andamento Prezzo Zonale - SARD Confronto Ultime Due Settimane

Week 13 Week 14 0 €/MWh

Andamento Prezzo Zonale - SICI Confronto Ultime Due Settimane

Week 13 Week 14

(11)

11 PREZZI ZONALI DI VENDITA SETTIMANALI (Agg. 11/04/2021)

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 13 Week 14

(12)

NOTIZIE SETTIMANALI

www.inxieme.com

12

 Terna, 34 milioni per la rete elettrica in Alto Adige

Il gestore della rete elettrica nazionale ha progettato un nuovo elettrodotto di 23 km, completamente interrato. Sarà pronto per le Olimpiadi di Milano-Cortina 2026 Ancora un intervento di Terna per rinforzare la rete elettrica e ancora una volta, oltre ai benefici per il territorio e la cittadinanza, un’infrastruttura che tornerà utile per un grande evento sportivo. Dopo l’intervento per la rete in Veneto, del quale hanno beneficiato gli ultimi Mondiali di sci alpino a Cortina d’Ampezzo, stavolta tocca all’Alto Adige, con la prospettiva delle Olimpiadi invernali del 2026, che saranno organizzate di nuovo da Cortina, insieme a Milano e con il coinvolgimento delle regioni circostanti.

Terna investe dunque 34 milioni di euro per il progetto di una nuova linea elettrica ‘invisibile’ tra Laion e Corvara, nella Provincia Autonoma di Bolzano, lunga 23 km e che sarà realizzata completamente in cavo interrato, con ridotto impatto paesaggistico. L’infrastruttura consentirà di aumentare la sostenibilità, la resilienza e l’efficienza del servizio elettrico regionale, soprattutto in un’area fortemente sollecitata negli ultimi anni da eventi metereologici estremi. Il progetto preliminare del nuovo elettrodotto a 132 kV è stato presentato al presidente della Provincia Autonoma di Bolzano Arno Kompatscher e ai rappresentanti dei Comuni interessati.

“Coerentemente con la propria strategia di ascolto e dialogo con le comunità 11 locali – spiega una nota -, Terna ha illustrato una ipotesi di massima del tracciato (che sfrutterà la viabilità stradale esistente), esito di approfonditi studi e sopralluoghi sul territorio e una serie di varianti alternative che saranno successivamente valutate attraverso un percorso di progettazione partecipata con gli enti amministrativi e i cittadini”. Terna prevede di avviare le attività di progettazione entro la fine dell’estate, a valle dei tavoli tecnici e della concertazione con gli stakeholder locali e la popolazione, con l’obiettivo di completare la linea per le Olimpiadi invernali Milano Cortina 2026.

L’intervento rientra nel quadro degli investimenti previsti da Terna in Alto Adige, in linea con il nuovo Piano Industriale 2021-2025, che prevede complessivamente 8,9 miliardi di euro per lo sviluppo e ammodernamento della rete elettrica nazionale. La società che gestisce la rete elettrica nazionale ha programmato nella Regione interventi che coinvolgeranno oltre 50 imprese e 200 tra operai e tecnici impegnati in attività di cantiere e lavorazioni in fabbrica.

 Titoli green per un debito pubblico sostenibile

Anche l’Italia è entrata nel mercato del debito sovrano collegato alla finanza sostenibile. Una buona mossa visto l’interesse degli operatori. In tempi di sovraindebitamento è poi utile promuovere investimenti che migliorano la sostenibilità del debito Il successo del Btp Green Attraverso l’emissione dei nuovi Btp Green, l’Italia è entrata nel mercato del debito sovrano collegato alla finanza sostenibile. Una mossa programmata da tempo dal ministero dell’Economia e delle Finanze per dare una spinta al raggiungimento degli obiettivi dell’European Green Deal, in vista anche del processo di transizione ecologica insito nel Piano nazionale di ripresa e resilienza (Pnrr).

Il nuovo titolo dedicato al finanziamento delle spese sostenute dallo stato a positivo impatto ambientale ha riscontrato un notevole successo sul mercato: il collocamento si è chiuso con una raccolta di 8,5 miliardi, ma la domanda è stata dieci volte più alta, intorno agli 80 miliardi. Sulla base dei dettagli dell’emissione comunicati dal ministero, si nota che alla sottoscrizione hanno partecipato circa 530 investitori, e a quelli Esg (ossia coloro che integrano i fattori ambientali, sociali e di governance nei processi di asset allocation) va oltre la metà del collocamento.

Più precisamente, alle società di gestione è stato allocato il 53,1 per cento del collocamento, mentre gli intermediari ne hanno sottoscritto il 18,5 per cento. Inoltre, si è registrata una marcata diversificazione sulla distribuzione geografica del collocamento. Il 73,7 per cento dell’emissione è stato sottoscritto da investitori esteri, mentre solo il 26,3 per cento è stato sottoscritto da investitori interni. Pur con ampie divergenze geografiche nella sottoscrizione, il trend degli investimenti sostenibili durante l’anno pandemico ha subito una crescita marcata.

(13)

NOTIZIE SETTIMANALI

13

Notizie estrapolate dalla rassegna stampa AIGET.

A livello europeo, secondo dati Morningstar, su fondi ed Etf (exchange traded fund) sostenibili nel 2020 ci sono stati flussi netti per 233 miliardi di euro, quasi il doppio rispetto al 2019 (figura 1). Se guardiamo all’Italia, l’anno della pandemia sembra aver impresso un segnale di forte apertura verso la finanza sostenibile da parte degli investitori domestici. La Mappa trimestrale del risparmio gestito pubblicata da Assogestioni segnala che nel quarto trimestre del 2020 i fondi aperti sostenibili e responsabili avevano un patrimonio promosso (ossia 16 il patrimonio delle gestioni proprie) pari a 80 miliardi di euro, determinando una crescita di circa 50 miliardi rispetto al quarto trimestre 2019.

 Idrogeno da fotovoltaico, competitività all’orizzonte

Entro il 2030 costerà meno dell'idrogeno blu ed entro il 2050 batterà anche il metano, prevede BNEF I costi dell’idrogeno verde dovrebbero scendere dell’85% entro il 2050, grazie alla sempre maggiore economicità del fotovoltaico, che farà scendere i prezzi a $1/kg, spiazzando sia il gas naturale che la produzione di idrogeno blu e grigio. Lo ha indicato una nuova ricerca di BloombergNEF. Si tratta di una revisione al ribasso delle previsioni che la stessa BNEF aveva fatto: il prezzo dell’idrogeno verde al 2030 sarà del 13% inferiore rispetto alla precedente stima, mentre quello al 2050 risulterà del 17% più basso, secondo la nuova analisi della società di ricerche. La forza propulsiva dietro l’accelerazione dei ribassi di costo previsti per l’idrogeno verde è il continuo calo dei costi del fotovoltaico. BNEF prevede che l’elettricità solare sarà più economica del 40% nel 2050 rispetto a quanto stimato solo due anni fa.

L’altro grande fattore di accelerazione del calo dei prezzi dell’idrogeno verde è la riduzione dei costi per gli elettrolizzatori. Il continuo calo dei costi sul fronte solare è a sua volta reso possibile dall’automazione della produzione, dal minor consumo di silicio e argento, dalla maggiore efficienza fotovoltaica delle celle solari e dai rendimenti più alti forniti dai moduli bifacciali. BNEF ha fatto delle simulazioni su 28 mercati principali, rilevando che l’idrogeno verde sarebbe più economico del gas naturale, a parità di energia fornita, in 15 di essi entro il 2050.

Se poi si calcolano le spese aggiuntive per sequestrare e stoccare il carbonio (CCS) emesso dal gas, allora l’idrogeno verde sarebbe più economico del gas su tutti i mercati considerati. BNEF prevede insomma che l’idrogeno verde costerà meno del gas naturale, dell’idrogeno blu (generato da combustibili fossili con CCS) e dell’idrogeno grigio, prodotto da combustibili fossili senza CCS.

Entro il 2030, non avrà economicamente senso costruire impianti di produzione di idrogeno blu nella maggior parte dei paesi, a meno che limitazioni fisiche o regolatorie sui territori non siano un problema per le energie rinnovabili, si spiega. Le aziende che attualmente puntano sulla produzione di idrogeno da combustibili fossili con CCS – commentano gli esperti BNEF – avranno al massimo 10 anni prima di sentirsi il fiato sul collo. Alla fine, quelle attività saranno superate, come sta succedendo oggi per il carbone nel settore energetico. Non è tanto sorprendente il fatto in sé stesso che l’energia pulita e quindi l’idrogeno verde stiano diventando più economici, quanto la rapidità con cui i costi stanno diminuendo, ha concluso BNEF.

(14)

14 Nella realizzazione del presente Outlook del mercato elettrico abbiamo

utilizzato le seguenti fonti:

• GME

• EEX

• AIGET

• Novità: JANUS

Grazie a JANUS potrai analizzare le variabili fondamentali per operare nei Mercati Elettrici Europei, in soli pochi click!

Informazione in tempo reale

Misure e Forecast Analisi avanzata

Vuoi saperne di più? VAI ALLA WEB!

FONTI

Automatizza il download e l’archiviazione dei dati provenienti da molteplici fonti europee (agenzie meteorologiche, operatori di mercato, TSOs e fonti indipendenti).

www.inxieme.com info@inxieme.com | +39 06 39 870 227

JANUS é il tool di riferimento che noi di Inxieme utilizziamo per ottimizzare l’analisi del mercato elettrico.

Powered by GNARUM (www.gnarum.com), azienda IT del GRUPPO GNERA.