{"id":28938,"date":"2023-08-10T08:00:39","date_gmt":"2023-08-10T06:00:39","guid":{"rendered":"https:\/\/italiasolare.eu\/?post_type=comunicati-stampa&p=28938"},"modified":"2023-08-10T08:56:18","modified_gmt":"2023-08-10T06:56:18","slug":"report-mercato-elettrico-italia-solare-continua-in-italia-il-trend-ribassista-dei-prezzi-dellenergia","status":"publish","type":"comunicati-stampa","link":"https:\/\/www.italiasolare.eu\/en\/comunicati-stampa\/report-mercato-elettrico-italia-solare-continua-in-italia-il-trend-ribassista-dei-prezzi-dellenergia\/","title":{"rendered":"Report mercato elettrico ITALIA SOLARE: continua in Italia il trend ribassista dei prezzi dell\u2019energia"},"content":{"rendered":"

\u00a0 Prezzo del fotovoltaico pi\u00f9 basso di circa il 5%-10% rispetto ai prezzi zonali base-load<\/span><\/b><\/h4>\n

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Monza, 9 agosto 2023 \u2013 Durante il Q2 2023 si conferma il trend al ribasso dei prezzi dell\u2019energia. In particolare, i valori medi del PUN per i mesi di aprile, maggio e giugno sono stati rispettivamente 135, 106 e 105 Euro\/MWh. Tale risultato \u00e8 principalmente imputabile alla riduzione del prezzo del gas, il quale ha continuato anche durante il Q2 2023 la discesa iniziata a fine 2022, principalmente grazie al perpetuarsi del ribasso della domanda di gas, diminuita di oltre il 20% rispetto ai valori storici a partire da ottobre 2022 in tutta Europa assestandosi nel range 30-40 Euro\/MWh. Sono i dati che emergono dall\u2019ultimo rapporto sull\u2019andamento dei mercati realizzato da ITALIA SOLARE.<\/span><\/p>\n

\u201cI prezzi dell\u2019energia elettrica nel corso del 2\u00b0 trimestre 2023 hanno continuato a calare a seguito della scarsit\u00e0 della domanda (consumi dell\u2019industria energivora strutturalmente ridotti) e della buona offerta derivante dal meccanismo di remunerazione delle centrali a carbone come unit\u00e0 \u2018essenziali\u2019 e dal notevole recupero dell\u2019idroelettrico, tuttora a buoni livelli. Gli stoccaggi gas sono gi\u00e0 piuttosto pieni e il nucleare francese sembra almeno per ora aver risolto i problemi dei fermi per manutenzione, al momento non si prevedono particolari tensioni sui prezzi nemmeno nei prossimi mesi\u201d, commenta Stefano Cavriani, Co-cordinatore del Gruppo di Lavoro Mercato elettrico di Italia Solare.<\/span><\/i><\/p>\n

I volumi acquistati su MGP nei mesi di maggio e giugno 2023 sono scesi rispettivamente del 5,6% e del 9,5% rispetto ai valori di tali mesi registrati nel 2022. Insieme a una produzione da rinnovabili non particolarmente alta, il calo della domanda di energia ha inoltre limato gli spread zonali, che sono stati molto bassi, soprattutto se comparati agli spread zonali relativi al Q2 dell\u2019anno scorso. Infine, gli ultimi mesi abbastanza piovosi hanno impattato positivamente sulle riserve idroelettriche, mitigando quindi il rischio di rialzi di prezzo estivi.<\/span><\/p>\n

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Solar captured-price<\/b><\/p>\n

Durante il Q2 2023 il prezzo medio \u201ccatturato\u201d dal profilo fotovoltaico \u00e8 risultato pi\u00f9 basso di circa il 5%-10% rispetto ai prezzi zonali base-load, i quali non hanno presentato delle differenze marcate su base oraria. Le uniche zone ad essersi distinte dalle altre sono la Sicilia e la Calabria, che durante il mese di maggio hanno registrato un solar-captured price del 91% e del 92%, valori leggermente pi\u00f9 bassi rispetto alle altre zone.\u00a0<\/span><\/p>\n

In prospettiva ci si aspetta che il solar captured-price diminuisca sensibilmente all\u2019aumentare della potenza fotovoltaica installata e potrebbe verificarsi la c.d. \u201ccannibalizzazione\u201d del prezzo, con diverse ore in cui i prezzi zonali diventano nulli o negativi e il prezzo di cattura del solare si riduce drasticamente.\u00a0<\/span><\/p>\n

\u201cLa presenza strutturale di un significativo differenziale tra prezzi massimi e minimi registrati all\u2019interno della medesima giornata, che nel tempo dovrebbe portare a una progressiva riduzione del prezzo catturato dalla tecnologia fotovoltaica, indurr\u00e0 i produttori a valutare modalit\u00e0 sempre pi\u00f9 sofisticate di gestione del rischio prezzo. Da questo punto di vista, i PPA e il capacity market rappresentano gi\u00e0 oggi strumenti in grado di mitigare questo rischio. Ma in prospettiva sar\u00e0 importante riflettere sulle opportunit\u00e0 offerte dai prodotti di time shifting, che consentiranno agli operatori di approvvigionarsi (virtualmente) di capacit\u00e0 di stoccaggio elettrico su basi temporali differenziate. Questi prodotti, assegnati tramite procedure concorsuali, consentiranno ai detentori di beneficiare dei differenziali di prezzo registrati nel corso di un periodo che andr\u00e0 dal giornaliero al pluriennale, e potranno rappresentare anche un efficace complemento ai PPA\u201d, spiega Marco Ballicu, Co-cordinatore del Gruppo di Lavoro Mercato elettrico di Italia Solare.<\/span><\/i><\/p>\n

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Prezzi spot in Europa<\/b><\/p>\n

Nel corso degli ultimi 12 mesi il prezzo spot dell\u2019energia in Italia \u00e8 stato uno fra i pi\u00f9 alti in Europa, se non il pi\u00f9 alto, a causa dell\u2019elevata dipendenza dal gas del nostro Paese.<\/span><\/p>\n

Sebbene la differenza di prezzo fra Italia e penisola iberica sia giustificata da politiche diverse, poich\u00e9 Spagna e Portogallo nei mesi passati hanno fissato un cap al prezzo dell\u2019energia pagato dai consumatori, gli spread rispetto agli altri paesi derivano da mix energetici differenti.\u00a0<\/span><\/p>\n

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Costi del sistema di dispacciamento<\/i><\/b><\/p>\n

L\u2019uplift, ovvero il corrispettivo unitario a copertura dei costi del MSD per il Q2 2023 \u00e8 stato pari a 0,95 Euro\/MWh e per il Q3 sar\u00e0 pari a 0,85 Euro\/MWh, valori pi\u00f9 bassi registrati negli ultimi sette anni, anche grazie agli effetti del \u00abSistema di incentivazione ai fini della riduzione dei costi di dispacciamento\u00bb previsto dall\u2019ARERA per Terna per il periodo 2022-2024 e grazie all\u2019introduzione del capacity market.<\/span><\/p>\n

\u201cPer quanto concerne i costi legati alla sicurezza e all\u2019adeguatezza del sistema, l\u2019andamento dell\u2019uplift si mostra nel periodo considerato sotto controllo, sui valori minimi degli ultimi anni. Nel prossimo futuro potrebbe consolidarsi una modifica della struttura di questi costi, con il progressivo aumento dell\u2019approvvigionamento di risorse a termine. Ai costi legati al meccanismo del capacity market, che permarranno a lungo almeno per quanto riguarda la capacit\u00e0 di nuova realizzazione, si aggiungeranno proprio quelli legati al finanziamento della capacit\u00e0 di stoccaggio elettrico deputata all\u2019erogazione dei servizi di time shifting. Recentemente Arera ha a questo scopo previsto l\u2019introduzione di un corrispettivo tariffario, che a differenza di quanto previsto per il capacity market non prevedr\u00e0 una differenziazione oraria\u201d, conclude Marco Ballicu.<\/span><\/i><\/p>\n

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Prezzi CO<\/b>2<\/b><\/p>\n

Dopo avere raggiunto i massimi storici nel mese di febbraio 2023, il prezzo della CO2 durante il Q2 2023 ha oscillato nel range 75-95 Euro\/Ton, presentando una discreta volatilit\u00e0 e senza assestarsi intorno ad un valore preciso. Importante sar\u00e0 l\u2019impatto del nuovo regolamento CBAM (<\/span>Carbon Border Adjustment Mechanism<\/span><\/i>), che entrer\u00e0 in vigore nella sua fase transitoria a partire dal 1\u00b0 ottobre 2023. Tale regolamento, una volta pienamente introdotto, permetter\u00e0 di \u00abcatturare\u00bb pi\u00f9 del 50% delle emissioni nei settori coperti dall\u2019ETS.<\/span><\/p>\n

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