L’analisi del mercato elettrico nel periodo luglio - settembre 2019 (Q3 2019) mostra una forte riduzione dei prezzi in termini tendenziali, con un valore del Prezzo Unico Nazionale (PUN) medio di 51,01 €/MWh (-26,0% rispetto al Q3 2018) ma stabile su base congiunturale (+0,3% rispetto al Q2 2019).
In particolare, il PUN di luglio, pari a 52,31 €/MWh, conferma il fisiologico rialzo mensile (+3,73 €/MWh, +7,7% rispetto a giugno), connesso all’aumento stagionale di domanda che ha spinto gli acquisti sul mercato ai massimi da agosto 2010 (quasi 38.300 MWh medi orari, +3.700 MWh). A questo non è seguito tuttavia un ulteriore aumento ad agosto come osservato nel 2017 e 2018, con il PUN che invece è sceso a 49,54 €/MWh (poco sopra il minimo di giugno). Il PUN, pari a 51,18 €/MWh, ha segnato a settembre un modesto rialzo mensile (+1,63 €/MWh, +3,3% rispetto ad agosto), connesso alla fisiologica ripresa degli acquisti dopo la pausa estiva, concentrata al Nord, e alla lieve risalita del costo del gas al PSV (Punto di Scambio Virtuale) dai livelli minimi di agosto. In termini generali tuttavia, il PUN continua a restare nettamente inferiore rispetto ai massimi riscontrati nel 2018: uno dei principali driver è il progressivo ripiegamento delle quotazioni del gas al PSV che, in particolare a luglio 2019, sono scese al livello più basso di sempre, risultando quasi dimezzate rispetto al 2018.
La richiesta di energia elettrica nel terzo quarto (Q3) 2019 è risultata in lieve aumento rispetto al Q3 2018 (+0,7%) e con una significativa crescita su base congiunturale (rispetto al Q2 2019): variazione del +9,9%. La quota FER sulla produzione netta ha avuto un significativo calo congiunturale (-5,3%) dettato dalle dinamiche stagionali ed è rimasta sostanzialmente stabile su base tendenziale (+0,5%) con una quota percentuale del 40,1% sul totale della produzione netta nel terzo trimestre 2019 (+0,5 punti percentuali su base tendenziale).
Questa dinamica è stata essenzialmente determinata dalla ripresa della produzione idrica rispetto allo stesso periodo del 2018 (legata al significativo aumento della producibilità idroelettrica a luglio e agosto). Le altre fonti rinnovabili hanno invece sostanzialmente confermato i livelli di produzione netta rispetto al Q3 2018. La punta massima di carico è stata registrata a luglio con 58,2 GW (ore 16 del 25 luglio 2019), in aumento di 0,6 GW rispetto al Q3 2018 (punta fatta segnare ad agosto 2018 con 57,6 GW alle ore 16 del 1° agosto) e in sostanza stabile rispetto al Q2 2019 (58,0 GW alle ore 15 del 28 giugno).
I volumi movimentati sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) ex-ante a salire sono stati in forte aumento tendenziale (+19,21%) e calo congiunturale (-8,00%). A scendere si è vista una significativa diminuzione sia rispetto al Q3 2018 (-10,22%) che rispetto al Q2 2019 (-37,95%). L’onere netto su MSD ex ante ha evidenziato un significativo aumento tendenziale pari al +15,21% e un forte calo congiunturale al -38,31%. I volumi totali sul Mercato di Bilanciamento (MB) sono stati in forte aumento sia tendenziale (+25,96%) che congiunturale (+9,82%). La spesa totale su MB è stata in fortissimo calo sia tendenziale (-81,64%), rispetto al Q3 2018, che congiunturale (-88,99%) rispetto al Q2 2019.
Il report completo e i focus mensili di settembre e ottobre sono disponibili nella sezione "Market Monitoring" riservata agli Associati Elettricità Futura.
