W ostatnich dniach włoski rynek energii elektrycznej odnotował rekordowe poziomy cenowe. Indeks Pun (Prezzo Unico Nazionale) osiągnął 205,52 €/MWh zarówno dla dostaw z czwartku 27, jak i piątku 28 sierpnia. To drugie i trzecie przekroczenie progu 200 €/MWh w tym sezonie letnim – pierwszy raz miało to miejsce 5 sierpnia, gdy cena wyniosła 207,84 €/MWh. Wcześniej tak wysoki poziom odnotowano jedynie 24 stycznia 2023 roku.
Wzrost cen nastąpił po serii podwyżek: 25 sierpnia Pun wynosił 190,54 €/MWh, dzień później 198,08 €/MWh, by 27 i 28 sierpnia osiągnąć wspomniane 205,52 €/MWh. W tym samym czasie wolumeny zakupów na rynku dnia następnego (MGP) wzrosły z 891,2 GWh do 970,6 GWh, co oznacza skok o niemal 9%.
Gaz głównym winowajcą
Głównym czynnikiem podnoszącym ceny jest drożejący gaz ziemny. Notowania na holenderskim hubie TTF (Title Transfer Facility) są najwyższe od stycznia 2023 roku. Europejskie magazyny gazu są wypełnione poniżej średniej z ostatnich pięciu lat, a niepewność dotycząca dostaw LNG dodatkowo potęguje presję. Przy cenie gazu na poziomie 70,39 €/MWh (IG Index Gme) i koszcie uprawnień do emisji CO2 (EUA) wynoszącym 82,59 €/t, teoretyczny koszt paliwa i emisji dla elektrowni gazowych o sprawności 50% to około 174 €/MWh. To pozostawia około 31 €/MWh różnicy w stosunku do rzeczywistego Pun, co może sugerować potrzebę analizy ofert marginalnych, choć bez przesądzania o zachowaniach operatorów.
Warto przypomnieć przypadek spółki A2A, która została ukarana przez włoski regulator Arera za strategię ofertową mającą wpływać na wzrost cen. Wówczas regulator przeprowadził szczegółową analizę kosztów i ograniczeń poszczególnych jednostek oraz zastosował analizę kontrfaktyczną, czego przy dostępnych danych zagregowanych nie można powtórzyć.
Spadek wiatru i wzrost zapotrzebowania
Drugim istotnym czynnikiem był gwałtowny spadek produkcji energii z wiatru. Według danych Terna, między 25 a 26 sierpnia, przy wzroście zapotrzebowania z około 971 GWh do 992 GWh, generacja wiatrowa spadła z 85,4 GWh do 29,4 GWh, czyli o 66%. Produkcja fotowoltaiczna wzrosła z 170,5 GWh do 190,2 GWh, ale nie zrekompensowała strat. Łącznie odnawialne źródła energii (OZE) zmniejszyły produkcję z 422,4 GWh do 388,5 GWh, a niezaspokojone zapotrzebowanie wzrosło z 549 GWh do 604 GWh, czyli o prawie 10%. W tym samym czasie Pun wzrósł o 7,54 €/MWh.
Import netto z zagranicy również wzrósł – z 132,3 GWh 26 sierpnia do 157,5 GWh 28 sierpnia, co stanowi wzrost o 19%. Analiza transgranicznych zdolności przesyłowych pokazuje, że wykorzystanie połączeń z Francją, Austrią i Słowenią było bardzo wysokie: średnio 95,8% 26 sierpnia, 98,1% 27 sierpnia i 99,2% 28 sierpnia. 26 sierpnia dostępna zdolność na tych trzech granicach spadła o 9% w porównaniu z poprzednim dniem, z 4,26 GW do 3,88 GW, a w kolejnych dniach została niemal w pełni wykorzystana.
Szczyt wieczorny i różnice regionalne
Profil cenowy 27 sierpnia pokazuje gwałtowny wzrost w godzinach wieczornych: od około 211 €/MWh o 18:00 do 250 €/MWh o 19:00, 259 €/MWh o 20:00 i 260 €/MWh o 21:00. W godzinach 19-22 połączenia z Francją i Austrią osiągnęły limit we wszystkich 15-minutowych interwałach, a ze Słowenią w 12 z 16. Łączne wykorzystanie wyniosło 98,4%. Dla porównania, na rynku francuskim cena dnia następnego wyniosła 156,60 €/MWh, czyli prawie 49 € mniej niż we Włoszech. Nasycone granice ograniczyły możliwość dodatkowych zakupów, co prawdopodobnie utrzymało różnicę cenową.
Co ciekawe, średnie ceny strefowe w kontynentalnej części Włoch nie wykazują dużych różnic: 27 sierpnia północ osiągnęła 202,08 €/MWh, a pozostałe strefy kontynentalne 204,01 €/MWh. Wyjątkiem jest Sycylia, gdzie cena wyniosła 237,69 €/MWh, co wskazuje na specyficzne warunki w tej strefie, choć zagregowane dane nie pozwalają na rozdzielenie wpływu ograniczeń sieciowych od lokalnej struktury ofert.
Źródło: QualEnergia
Fot. qualenergia.it
