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Energia, Gme: in calo ad aprile il prezzo medio di acquisto (-13,2%)

Gme: in calo ad aprile il prezzo medio di acquisto (-13,2%)
fonte: AGV - Agenzia Giornalistica il Velino
di Redazione

“Ad aprile il PUN, pari a 49,39 €/MWh, registra una riduzione su marzo (-7,52 €/MWh, -13,2%), in linea con le dinamiche stagionali del periodo, confermandosi invece in rialzo su base annuale (+15,2%). Quest’ultima dinamica, coerente con il più elevato livello degli acquisti nazionali (rispetto al valore molto basso di aprile dello scorso anno) e con i maggiori costi del gas, appare in parte mitigata dall’incremento delle importazioni e dalla più ampia disponibilità di offerta idrica (quasi 6.500 MWh medi orari), soprattutto al Nord!”. È quanto rileva il Gme nei dati di sintesi mensili del mercato elettrico pubblicati sul numero 115 della newsletter.

“In tale contesto i volumi contrattati nel MGP si confermano in crescita annuale (22,2 TWh, +2,2%), con la liquidità del mercato ai massimi da maggio 2017 (73,8%). A livello zonale si osserva l’inversione del differenziale tra il prezzo di vendita del Nord e quello del Sud (48,52 €/MWh e 50,35 €/MWh, rispettivamente), registrata l’ultima volta a maggio 2017, con la quotazione siciliana, sostanzialmente stabile su base annua, che torna a mostrare il livello più alto del Sistema (54,27 €/MWh)”.

”Ad aprile il prezzo medio di acquisto (PUN) si attesta a 49,39 €/MWh, registrando su base annuale un incremento (+6,53 €/MWh, +15,2%) che riflette la crescita delle quotazioni del gas e l’aumento degli acquisti, concentrato al Nord, i cui impatti risultano solo parzialmente attenuati dalla maggiore offerta competitiva nazionale, soprattutto idrica, ed estera – prosegue il Gme –. L’analisi per gruppi di ore mostra rispetto al 2017 rialzi dei prezzi più intensi nelle ore di picco (+8,72 €/MWh; +19,0%) che in quelle fuori picco (+5,41 €/MWh; +13,0%), con aumento del rapporto picco/baseload a 1,11 (+0,04). Su base mensile, invece, il PUN mostra la consueta flessione (-7,52 €/MWh, -13,2%), guidata soprattutto dai ribassi stagionali della domanda di energia elettrica (-3.450 MWh)”.

Dinamiche analoghe al PUN si registrano a livello zonale, con prezzi di vendita che al Nord si portano sotto i 49 €/MWh, tornando, dopo quasi un anno, leggermente inferiori alle quotazioni del Sud, attestatesi poco sopra i 50 €/MWh. Le variazioni mostrano quasi ovunque una crescita in doppia cifra su base annuale e un calo rispetto al mese di marzo, più forte al Nord (-10 €/MWh), favorito dal calo degli acquisti e dalla raddoppiata disponibilità di offerta idrica, che al Sud (-2 €/MWh), penalizzato da una netta flessione dell’offerta eolica. Unica eccezione in Sicilia, dove il prezzo si posiziona sui 54 €/MWh, con oscillazioni modeste sia rispetto al 2017 che al mese precedente. Si segnalano, inoltre, prezzi nulli in tutte le zone, ad esclusione del Nord, in alcune ore della domenica di Pasqua”.

“In termini di volumi – aggiunge il Gme –, l’energia elettrica scambiata nel Sistema Italia, pari a 22,2 TWh, cresce del 2,2% sul minimo storico registrato per il mese di aprile nel 2017. In rialzo i volumi transitati nella borsa elettrica, pari a 16,4 TWh (+0,6%), sostenuti, lato domanda, solo dallo sbilanciamento a programma nei conti energia in immissione e, lato offerta, dalle vendite degli operatori non istituzionali nazionali ed esteri. Più intensa la crescita delle movimentazioni over the counter, registrate sulla PCE e nominate su MGP, rispetto al livello molto esiguo di un anno fa (5,8 TWh, +6,9%). In virtù di tali movimentazioni la liquidità del mercato, pari a 73,8%, si riduce su base annuale di oltre un punto percentuale, mantenendosi tuttavia ai massimi da giugno”.

“La crescente domanda di energia del Nord è stata soddisfatta dalle maggiori vendite delle unità di produzione collocate al centro settentrione – che compensano le flessioni complessivamente registrate dalle altre unità nazionali, lasciando complessivamente invariate le vendite di energia elettrica nazionali (20,6 TWh, +0,2%) – e dalle importazioni di energia dall’estero, pari a 4,0 TWh (+12,3%)”, sottolinea il Gme.

In termini di fonti, invece, la stabilità delle vendite nazionali è il frutto di una decisa riduzione di quelle degli impianti a fonte tradizionale (-16,0%), che ha interessato il gas in tutte le zone e il carbone al Centro Sud, e di una netta ripresa di quelli a fonte rinnovabile (+23,2%), sorretti soprattutto dal diffuso incremento dell’idrico (quasi 6.500 MWh medi orari, massimo da quasi due anni), che torna a superare un quarto del totale venduto, riportando, dopo un biennio, la quota complessiva delle vendite rinnovabili vicina al 50% dei volumi provenienti da unità nazionali. Il market coupling assegna sulla frontiera settentrionale, mediamente ogni ora, una capacità in import incrementata rispetto al 2017 (2.812 MWh, +182 MWh) e concentrata sulla frontiera slovena, dove si registra invece una flessione della capacità allocata in export, al pari di quanto osservato sulla frontiera francese”, conclude la nota.

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