Il caldo e i prezzi dell’energia: le cause dei rialzi estivi

A fine giugno, l’aggiornamento tariffario per il terzo trimestre deciso dall’ARERA ha visto un sensibile incremento della spesa per la materia energia, giustificato dall’aumento fino a quel momento registrato del prezzo del gas e dalle aspettative di continuità del trend rialzista anche per i mesi estivi.

I risultati più recenti del mercato elettrico hanno confermato, e anzi superato, tali aspettative. La transizione stagionale ha trascinato il PUN da un intorno di 50 €/MWh di primavera fino a quasi toccare i 70 €/MWh in pieno agosto: a partire dal mese di aprile, difatti, i prezzi all’ingrosso del mercato elettrico italiano hanno visto una crescita pressoché lineare a passi di 4-5 €/MWh su base mensile.

Un trend simile è stato già osservato anche nel corso del 2017, tuttavia nell’anno in corso l’incremento del PUN durante il secondo trimestre e fino ai mesi estivi è stata più marcato (fino a compiere un salto di quasi +40% negli ultimi cinque mesi). Inoltre, rispetto allo stesso periodo dell’anno scorso, il 2018 ha visto costi variabili di produzione dei price maker più elevati (il prezzo medio del gas al PSV è stato mediamente superiore di 3 €/MWh, e anche l’ETS ha più che raddoppiato il prezzo delle emissioni di CO₂), insieme ad una maggiore quantità di volumi acquistati.

PUN medio mensile (agosto: primi 15 giorni)

Fonte: GME

Osservando le variazioni congiunturali intra-annuali, emergono soprattutto gli apprezzamenti del PUN di luglio e di agosto che - a differenza dell’evoluzione tendenziale - non sono che marginalmente influenzati dalle variazioni sui prezzi del gas e della CO₂.

A luglio, il PUN è risultato pari a 62,7 €/MWh, vale a dire un incremento su base mensile di +5,4 €/MWh per effetto di un più ampio mercato contendibile, generato dal combinato disposto di maggiore domanda (gli acquisti a mercato sono cresciuti quasi del 10% rispetto al mese precedente) e di minore offerta rinnovabile (le vendite medie da idroelettrico si sono ridotte quasi del 20% rispetto a giugno). A questo risultato ha tuttavia contribuito anche la Sicilia, in cui acquisti ai massimi dagli ultimi quattro anni e indisponibilità di capacità termica hanno determinato un prezzo medio zonale di luglio pari a 80 €/MWh, valore ancora mai raggiunto dal momento dell’entrata in esercizio dell’interconnessione Sorgente-Rizziconi.

Questo piccolo “record” dei prezzi siciliani è durato poco perché subito battuto nel corso della prima metà di agosto, che ha visto il prezzo zonale sfiorare una media di 100 €/MWh. 

L’agosto del 2018 ha effettivamente visto un generalizzato – ed ulteriore – aumento dei prezzi, 68 €/MWh di media nei primi quindici giorni, trainati dall’impatto che hanno avuto le temperature torride tanto sul lato domanda quanto sul lato offerta.

E’ pacifico che il caldo generi maggiori consumi di energia elettrica per esigenze di raffrescamento, come è noto che alte temperature possano avere un’influenza sulla produzione idroelettrica (-15% tra seconda metà di luglio e prima metà di agosto) e sulla produzione eolica (-60% tra seconda metà di luglio e prima metà di agosto): già questi fattori – che configurano un sistema elettrico con più domanda da soddisfare attraverso impianti convenzionali – sono in grado di fornire una spiegazione dell’incremento dei prezzi.

Tuttavia la vera peculiarità che ha caratterizzato gli esiti di mercato delle ultime settimane è stata l’effetto della canicola su uno degli elementi calmieranti dei prezzi italiani: l’importazione dall’estero, e dalla Francia in particolare.

A fine luglio, EDF ha deciso la fermata di due impianti nucleari e di uno dei due reattori di un terzo impianto, per un’indisponibilità non programmata di circa 2.500 MW in totale: in tutti e tre i casi, la causa dello stop è stato l’innalzamento delle temperature del Rodano e del Reno, fiumi la cui acqua viene utilizzata per il raffreddamento dagli impianti.

Queste fermate improvvise sono andate ad aggiungersi alle manutenzioni programmate a partire dai primi giorni di agosto di un’altra decina di impianti nucleari, con il risultato di una forte riduzione della capacità produttiva francese e dell’export verso l’Italia.

Non stupisce pertanto che, nella prima metà di agosto, i volumi totali transitati dal confine transalpino si siano dimezzati in termini congiunturali (-400 GWh rispetto alla prima metà di luglio) e ridotti di un quasi terzo in termini tendenziali (-160 GWh rispetto alla prima metà di agosto 2017).

Il bollore del mercato elettrico estivo è stato dunque alimentato dalle difficoltà affrontante dai segmenti di offerta più competitivi in termini di prezzo. Sarà dunque il refrigerio delle stagioni autunnali e invernali a spegnere la vampata? In termini di prezzi, la risposta sembra essere negativa: i continui apprezzamenti nel mercato a termine del gas e della CO₂ stanno spingendo ancora più in alto le aspettative di prezzo, tanto da prospettarci un PUN superiore a 70 €/MWh nel corso dell’ultimo trimestre dell’anno.