Gran parte del continente europeo sta registrando prezzi sul mercato a pronti piuttosto alti. Il profilo baseload del giorno prima in Germania ha raggiunto 395,34 euro/MWh, il più alto degli ultimi due anni, mentre il picco serale tedesco ha raggiunto 936,28 euro/MWh, massimo degli ultimi 18 anni.
Gli analisti hanno spiegato le ragioni, aggiungendo che rimangono ancora molte questioni aperte: è ancora complesso capire se e come si tratti di un fenomeno destinato a ripetersi con maggiore frequenza nel prossimo futuro. Quello che emerge chiaramente, però, è la maggiore volatilità dei prezzi di Germania e, in parte, della Spagna, dove si è arrivati a 146,67 euro/MWh.
Il prezzo spot è aumentato comunque anche in Italia (182,12 euro/MWh) e Francia (173,13 euro/MWh). L’Italia è risultata essere, anche la settimana scorsa, il mercato con i prezzi medi all’ingrosso più alti nel continente, sottolineando come si tratti di una questione strutturale e non congiunturale. I prezzi dell’elettricità in Italia dipendono sostanzialmente dal gas.
La variabilità dei prezzi in Italia rimane minore rispetto ad altri mercati, ma le cose potrebbero cambiare nei prossimi mesi (anni), con l’aumentare della capacità rinnovabile installata.
Comunque sia, seconda evidenza, settimana scorsa, il Belgio, la Francia e l’Italia hanno registrato i prezzi mezzi dei mercati elettrici più alti del 2024, suggerendo trend simili, nonostante le differenze negli energy mix. Questo suggerisce che i mercati fisicamente prossimi si condizionano a vicenda.
Prima lezione dalla Germania: BESS
Su LinkedIn, Gert-Jürgen Schmidts, country manager presso Chint Power Systems, ha pubblicato dei dati sulle medie mensili dei prezzi sul mercato del giorno prima in Germania.
Da gennaio a ottobre i prezzi medi del 2024 sono stati significativamente inferiori rispetto al 2023, ma novembre ha già fatto segnare un’inversione di tendenza.
“Le impennate dei prezzi rivelano opportunità per l’impiego strategico delle batterie”, ha concluso Schmidts.
Seconda lezione dalla Germania: regolamenti e reti
Vaibhav Ghildiyal, analista dei mercati energetici presso Numbat con sede a Monaco di Baviera, sottolinea però il divario tra Germania e Polonia, dove i prezzi sono rimasti decisamente più bassi.
“Questo enorme divario di prezzo non è dovuto alla mancanza di energia elettrica disponibile, ma piuttosto a regolamenti rete obsolete e congestione artificiale della rete”, ha detto Ghildiyal, spiegando i due fattori.
La capacità di trasmissione transfrontaliera tra Germania e Polonia è sottoutilizzata, anche quando le linee fisiche hanno spazio per trasportare più elettricità.
“Il problema risiede nel paper congestion, i metodi di calcolo della capacità che non tengono conto delle condizioni meteorologiche in tempo reale, come le temperature rigide o i forti venti, che possono raddoppiare la capacità di una linea.”
Per Ghildiyal, bisogna quindi adottare calcoli di capacità in tempo reale per ottimizzare l’utilizzo della rete ed evitare colli di bottiglia artificiali, rafforzare la cooperazione transfrontaliera e investire nella modernizzazione dell’infrastruttura di trasmissione per risolvere le inefficienze interne ed esterne della rete.
Principale ragione dell’impennata: eolico e domanda
La produzione di energia elettrica a gas in Europa è triplicata in tre giorni, mentre la generazione eolica è crollata nel secondo episodio di “dunkelflaute”. Lo dice Greg Molnar, analista gas presso l’Agenzia internazionale dell’energia (AIE o IEA),
“La produzione di energia eolica in Europa è crollata del 67% rispetto a sabato scorso, mentre la domanda di elettricità ha continuato a crescere a causa delle temperature invernali più rigide. I prezzi dell’elettricità sono saliti alle stelle, con l’energia sul mercato del giorno prima che ha raggiunto i 936 euro/MWh in Germania”, ha scritto l’analista AIE sul suo profilo LinkedIn.
Molnar prevede che i livelli di riempimento degli stoccaggi gas scenderanno al di sotto della soglia dell’80% entro la fine di questa settimana.
Alessandro Blasi, consulente speciale del direttore esecutivo dell’AIE, ha poi scritto su LinkedIn che i prezzi “raggiunti al culmine della crisi energetica nel 2022 erano economici rispetto a questi”. Oltre ai 936 euro/MWh sul mercato del giorno prima registrato in Germania tra le 17 e le 18, Blasi ha poi sottolineato prezzi “nei Paesi nordici tra 700 e 900 euro/MWh”. Sette delle dodici zone di mercato hanno raggiunto prezzi superiori ai 100 €/MWh, anche se le cinque regioni a nord della Norvegia e della Svezia hanno registrato prezzi molto contenuti rispetto al resto del continente.
Da qui una seconda conclusione: l’aumento vertiginoso dei prezzi in Germania si è tramutato in un aumento inaspettato sui mercati vicini a cui è ben collegata, sottolineando come, in mercati più interconnessi, i prezzi sono sempre più correlati. Nonostante le difficoltà normative e le congestioni artificiali della rete.
Quindi?
Interpretazione personale: il futuro del fotovoltaico sembra dipendere dal futuro dell’eolico, delle soluzioni BESS e dagli investimenti in rete, soprattutto in un momento di prezzi alti dell’energia, perché se l’aumento della capacità rinnovabile non si tramuta in un vantaggio economico anche per la popolazione, l’interesse dei cittadini potrebbe diminuire notevolmente e l’interesse politico potrebbe rivolgersi a soluzioni di breve periodo piuttosto che alla transizione energetica, processo di lungo periodo. Questo soprattutto in momenti di complessità geopolitica.
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