Più gas e rinnovabili, meno carbone, consumi in leggero calo e prezzi in caduta: questa la direzione in cui si è mosso il sistema elettrico italiano nel 2019. In linea di massima la stessa direzione auspicata dalle politiche di settore, ma che sconta un progresso ancora lento, almeno rispetto agli ambiziosi obiettivi al 2030. Un progresso peraltro solo in parte imputabile alle policy, in buona parte infatti a spingere sono stati fattori esogeni: in testa i prezzi del gas, l'obsolescenza del parco produttivo e le difficoltà del nucleare francese, fattore quest'ultimo che ha trainato l'export. In attesa dei report di dettaglio che verranno diffusi nei prossimi giorni dagli operatori istituzionali, è già possibile dare uno sguardo ai dati principali.
Prezzi elettrici e gas in forte calo
La Borsa elettrica nel 2019 ha registrato un prezzo unico di acquisto (Pun) medio di circa 52,33 €/MWh, in calo del 14,6% sui 61,31 € del 2018 a fronte di volumi in leggero aumento (+0,1%). Il prezzo, che nell'anno ha oscillato tra 1 € registrati a dicembre e 108,38 a gennaio, è il quinto più basso dall'avvio del mercato, poco sopra quelli del 2004 e del 2014-15 nonostante le quantità significativamente maggiori (v. figure in allegato).
La flessione del Pun è in linea con un contesto europeo di cali a doppia cifra, con la Francia che ha ceduto oltre il 21% a 39,5 € circa e la Germania un 15,2% a 37,7 € circa. Il differenziale medio tra prezzi italiani e francesi è cresciuto di circa 1,7 € a 12,9 € rispetto al 2018.
Un fattore decisivo che ha influenzato al ribasso il Pun è stato il sensibile calo delle quotazioni del gas (v. figure), anche in questo caso registrate tanto in Italia che in Europa. Nel 2019 il prezzo spot day ahead sul Psv italiano è diminuito di oltre il 33% a 16,1 €/MWh circa (rilevazioni di Alba Soluzioni), con una differenza di oltre 10 € tra le quotazioni di fine 2018 e quelle di fine 2019 (-42%). Più pronunciato ancora il calo dei prezzi sul Ttf olandese, benchmark per l'Europa continentale: oltre -40% in media annuale a circa 13,6 €, con una caduta di circa il 45% tra fine dicembre 2018 e 2019. Il delta tra l'Italia e il Nord Europa è cresciuto così in media di circa 1 € a 2,5 €.
Margini in aumento per le centrali a gas
Il calo dei prezzi all'ingrosso di power e gas si è riflesso a più livelli: i consumatori domestici ad esempio a gennaio 2020 pagano l'elettricità fornita in servizio di tutela circa un 9,5% in meno di un anno prima (-21 €/MWh circa) e il gas un 12,2% in meno (circa -10,4 cent/mc) in buona parte grazie all'andamento dei mercati wholesale.
Un altro effetto di rilievo si è avuto sugli operatori termoelettrici a gas, che dopo un 2018 particolarmente magro hanno visto una ripresa del clean spark spread (margine di generazione a gas inclusivo dei permessi di emissione) di oltre un 70% in media annuale (dati Alba Soluzioni), con punte in particolare nella stagione estiva, a cui è seguito però un nuovo crollo negli ultimi mesi dell'anno (v. figura). Un ulteriore motivo di soddisfazione per i conti degli impianti a gas è venuto anche dalla vendita di servizi di flessibilità: nei primi 11 mesi del 2019 il corrispettivo uplift a consuntivo è aumentato di quasi il 9% a quasi 6,4 €, spinto proprio dalle maggiori spese sostenute da Terna sul mercato del dispacciamento.
Carbone in sofferenza (ma la CO2 ringrazia)
Discorso opposto, per la prima volta da anni, per i proprietari di centrali a carbone, che con la corsa dei prezzi dei permessi di emissione dell'ultimo biennio, dopo le misure di aggiustamento dell'Ets promosse dalla Ue, hanno visto precipitare i margini in tutta Europa, a volte anche su livelli negativi. Il clean dark spread in media annuale si è più che dimezzato. Tra le conseguenze di rilievo c'è stato il crollo dei tassi di utilizzo delle centrali - molte delle quali peraltro già prossime alla chiusura per obsolescenza - che nei primi giorni del 2020 risulta addirittura azzerato. Terna non fornisce tempestivamente i dettagli sui diversi combustibili del termoelettrico, ma le vendite da carbone sul mercato GME evidenziano un calo di quasi un 40% nel 2019 rispetto all'anno precedente.
Sul piano ambientale ciò ha significato un forte calo delle emissioni medie del comparto: la sostituzione del gas al carbone a parità di apporto termoelettrico (v. sotto) è stato il principale fattore del calo delle emissioni italiane di CO2 (-1%) previsto da Enea per il 2019 (v. Staffetta 19/12/19). La terza conseguenza, di ordine economico, è stata infine un duro contraccolpo per i proprietari degli impianti: in autunno Enel ha effettuato svalutazioni di centrali a carbone per 4 miliardi, di cui circa 3,5 solo in Italia e Spagna.
Consumi in lieve calo, balzo di eolico e solare
Infine uno sguardo ai consumi: in attesa del rapporto Terna di dicembre, dai dati attualmente disponibili emerge una richiesta di energia sulla rete nel 2019 pari a circa 319,4 TWh, in calo di circa 2,5 TWh o di uno 0,8% sull'anno precedente.
Guardando più nel dettaglio al mix (v. figura), si evidenzia un complessivo incremento della produzione nazionale (circa 3,5 TWh in più, +1,4%) nonostante una significativa frenata dell'idroelettrico (-2,9 TWh o -5,8%). In calo ancora più deciso le importazioni nette, circa 5,8 TWh in meno (-13,2%), anche per le difficoltà del parco nucleare francese, che ha nel contempo spinto l'export (+84% nei primi 11 mesi dell'anno). Le minori importazioni sono state compensate da una leggera ripresa della generazione termoelettrica non rinnovabile (+1,3 TWh o +0,9%) ma soprattutto da un importante incremento delle altre rinnovabili, in particolare eolico (quasi 2,5 TWh in più o +14%) e fotovoltaico (circa 2 TWh in più o +9,1%).
La produzione da rinnovabili registra complessivamente un incremento più modesto per via del tonfo dell'idro: 1,5 TWh in più o +1,4% arrivando così, sempre secondo i dati preliminari, a coprire un 35,5% circa della richiesta di elettricità nazionale contro il 34,9% del 2018.
Ma la strada per il 2030 è lunga
Dati tutto sommato positivi, in conclusione, ma che mostrano i loro limiti se confrontati con gli obiettivi che l'Italia si sta dando: l'incremento di 0,6 punti circa dell'incidenza delle rinnovabili è evidentemente troppo poco se confrontato col 55% dell'obiettivo al 2030. Stesso discorso per i meno di 900 MW di nuova capacità eolica, solare, idrica e a biomasse installata in Italia nei primi 10 mesi del 2019 (fonte Aie Rinnovabili), rispetto ai 40 GW di nuova potenza verde da realizzare per centrare i target. La strada è ancora lunga.
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