A luglio i volumi di energia elettrica scambiati su Mgp hanno toccato il massimo da 10 anni premiando in particolare le vendite degli impianti a gas, che hanno raggiunto il picco da ottobre 2011 (+26,5%).
Più nel dettaglio, si legge nella consueta newsletter del Gme, gli scambi sul Mercato del giorno prima hanno raggiunto i 28,5 TWh (+3,6%), con punte orarie superiori a 45.000 MWh in quasi il 30% delle ore, come non accadeva da luglio 2015.
Ai massimi da agosto 2013 i volumi transitati nella borsa elettrica, pari a 20,2 TWh (+2,2%), trainati sia lato vendita che lato acquisto dagli scambi degli operatori non istituzionali.
Al picco degli ultimi tre anni, invece, le movimentazioni over the counter, registrate sulla Pce e nominate sul Mgp, pari a 8,2 TWh (+7,3%). In virtù di tali dinamiche, la liquidità del mercato si attesta al 71%, perdendo un punto percentuale sul 2018 e guadagnando 0,9 p.p. rispetto al minimo annuale di giugno.
La crescita della domanda ha favorito un netto aumento delle vendite nazionali, pari a 24,3 TWh (+6,7%, anch’esse ai massimi da agosto 2012), soprattutto al Nord, al Centro Nord e al Sud (con questi ultimi due ai massimi, rispettivamente, da agosto 2010 e da giugno 2016), anche in corrispondenza di una decisa riduzione delle importazioni di energia dall’estero, pari a 4,2 TWh (-11,5%).
Come detto, la crescita è trainata dal gas, la cui quota sul totale guadagna oltre 8 p.p. superando il 53%, a scapito soprattutto del carbone che scende al 2,6%. Debole segnale positivo, dopo quattro flessioni, per le vendite da rinnovabili (+0,7%), sostenute in particolare dall’idrico al Nord, ai massimi per il mese.
Venendo ai prezzi, le dinamiche stagionali consentono al Pun di recuperare dai minimi di giugno (+7,7%) attestandosi a 52,31 €/MWh. Il confronto anno su anno evidenzia però un -16,6%, con il baseload relativo ad agosto 2019 che chiude a 48,35 €/MWh (-4,9%).
A livello zonale si osserva su base mensile un maggiore allineamento dei prezzi, realizzatosi per effetto di un aumento del Nord (51 €/MWh, +6 €/MWh), osservato anche in corrispondenza di una riduzione dell’offerta più competitiva locale, e di una conseguente sua convergenza ai livelli registrati nelle altre zone del Sistema (52/53 €/MWh, +0/+2 €/MWh).
Si conferma invece più elevata la quotazione in Sicilia, prossima ai 66 €/MWh (+2 €/MWh). Dinamiche più uniformi si rilevano su base annuale, mostrando, al pari del Pun, flessioni dei prezzi zonali, attestatesi attorno ai 9/10 €/MWh sulla penisola e ai 14 €/MWh in Sicilia.
Infine, il market coupling assegna sulla frontiera settentrionale, mediamente ogni ora, una capacità in import di 3.056 MWh in aumento annuale di 177 MWh, concentrato sulla frontiera francese (+314 MWh). Risulta in export, invece, in oltre la metà delle ore il flusso verso la Slovenia, lungo un confine caratterizzato da un elevato tasso di capacità inutilizzata in import (circa il 75% di quella disponibile).