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I consumi elettrici di agosto sono stati superiori a quelli medi stagionali sia per effetto di temperature superiori alla norma che per il fatto che alcune attività non hanno chiuso, come normalmente avviene nelle due settimane centrali del mese, per recuperare il precedente fermo della produzione e delle vendite dovuto alle misure di contenimento del Covid-19.

 Il PUN medio mensile si consuntiverà di poco al di sopra di 40 €/MWh, mettendo a segno un recupero prossimo al 15% rispetto a luglio. La quotazione del Cal21 BL a fine agosto è invece del 10% superiore a quella del 31 luglio, avendo assorbito il contestuale rialzo del prezzo del gas, ma scontando ancora l’incertezza della ripresa nei mesi autunnali e a inizio 2021. I prezzi spot al TTF hanno recuperato velocemente terreno trainando i forward. Il rialzo è legato a quello del GNL (temporanea chiusura dell’importante impianto di liquefazione di Gorgon in Australia e fermo della produzione nel Golfo del Mes

sico causata dall’uragano Laura), alla temporanea riduzione dei flussi di gas da Russia e Norvegia e al ridotto apporto di produzione elettrica del nucleare francese. Nonostante gli stoccaggi europei fossero prossimi al pieno riempimento già a fine luglio, la domanda da iniezione è inoltre stata sostenuta dall’Ucraina, dove i livelli delle scorte sono oltre il 40% superiori a quelli del 2019.

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I consumi elettrici nel corso del mese di luglio hanno continuato a recuperare sia per effetto stagionale (nonostante temperature inferiori alla norma) che per la progressiva ripresa delle attività produttive, in linea con le nostre aspettative. La ripresa dei consumi ha sostenuto le quotazioni, portando il PUN a stabilizzarsi nell’intorno dei 35 €/MWh. I consumi da inizio anno sono comunque di circa il 7% inferiori alla media degli ultimi cinque anni e il PUN sta trattando ancora oltre 15 €/MWh al di sotto del prezzo medio stagionale. I prezzi forward scontano un ulteriore recupero. Il Cal21 BL medio a luglio si è attestato oltre 11.5 €/MWh al di sopra del PUN, mentre il time-spread medio Cal22-Cal21 a luglio è di poco superiore ai 2 €/MWh. In Italia, la domanda gas a luglio è stata superiore alla media degli ultimi cinque anni, con i bassi livelli di prezzo che mantengono i cicli combinati competitivi rispetto al carbone. Il mercato internazionale del gas resta sotto pressione. I prezzi spot NBP e TTF sono ancora inferiori all’Henry Hub e i livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa sono in media prossimi al 89%. Il TTF a luglio sti sta infatti consuntivando poco al di sopra dei 5 €/MWh, mentre il prezzo medio al PSV non raggiunge i 6.5 €/MWh, entrambi circa il 70% al di sotto della media stagionale.

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La ripresa delle attività ha comportato una parallela ripresa dei consumi elettrici nel corso del mese di giugno e a un lieve recupero del PUN, che comunque sta trattando oltre 20 €/MWh al di sotto dei prezzi dell’anno scorso. 

La domanda di gas ha a sua volta ripreso, con la forte competitività dei cicli combinati rispetto al carbone che ne hanno favorito il consumo, e nelle ultime settimane anche i prezzi spot al PSV hanno accennato a una timida ripresa. Il mercato del gas internazionale resta comunque sotto pressione con prezzi spot NBP e TTF ancora inferiori all’Henry Hub e i livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa sono in media prossimi al 80%. I prezzi forward sul mercato elettrico hanno recuperato terreno seppur lentamente (il BL Italia Cal +1 ha registrato un guadagno di circa il 4%), scontando un ribilanciamento del mercato a partire dalla fine di quest’anno, mentre il mercato forward gas è rimasto stabile, con i livelli elevati di stoccaggio e l’abbondante offerta di GNL a basso costo che ne hanno limitato le possibilità di recupero.

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Nonostante la ripresa delle attività, nel corso del mese di maggio le dinamiche dei prezzi spot sono rimaste negative sia per il gas che per l’elettrico, con il PUN che da fine aprile a fine maggio ha perso più del 30% e il PSV d+1 circa il 25%. Il mercato del gas internazionale sta assistendo alla discesa dei prezzi spot al di sotto di livelli considerati fino a pochi mesi fa invalicabili, con quotazioni NBP e TTF per la prima volta inferiori all’Henry Hub. La disponibilità di GNL a basso costo e livelli di riempimento degli stoccaggi in Europa in media superiori al 70% sono tra le cause principali della discesa dei prezzi gas e a cascata di quelli elettrici in un contesto di domanda ancora inferiore alle medie stagionali e di una primavera mite. In questo contesto, la tenuta dei prezzi forward (sia il BL Italia Cal +1 che il PSV Cal +1 registrano una variazione mensile positiva poco inferiore al 1%) è da ricondurre all’aspettativa di una ripresa della domanda e di un ribilanciamento del mercato a partire dalla fine di quest’anno.

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La strategia di contenimento del Covid-19 ha portato ad una significativa riduzione dei consumi sia di elettricità che di gas naturale, con un calo nel mese di aprile (consuntivo al 26) rispetto al 2019 del 10% per l’elettrico e del 9% per il gas.

Il forte shock sulla domanda ha aggravato un quadro già ribassista a inizio 2020, caratterizzato da scorte di gas superiori alla media stagionale, abbondante offerta di GNL e di gas naturale via pipeline a basso costo.

Il mercato petrolifero è rimasto a sua volta debole, con la forte incertezza sulla possibilità di una ripresa consistente della domanda nel 2020, l’abbondanza dell’offerta e gli alti costi di stoccaggio che hanno pesato sulle quotazioni, nonostante la recente ricomposizione dell’OPEC Plus e la contestuale decisione di ridurre la produzione per maggio e giugno di 9.7 mln di barili al giorno.

Nel corso del mese di aprile il prezzo gas Cal21 al PSV ha toccato un minimo a 13.95 €/MWh, mentre sul mercato elettrico il minimo di aprile per il Cal21 BL è stato a 43.90 €/MWh.

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La strategia di contenimento del Covid-19 comporta la sospensione del 60% delle attività produttive e commerciali e limita i trasferimenti delle persone, con significativo impatto sui consumi. Il conseguente forte shock sulla domanda aggrava il quadro già ribassista a inizio 2020. 

Scorte di gas particolarmente alte, l’abbondante offerta di GNL e di gas naturale via pipeline a basso costo e la debolezza del mercato petrolifero avevano spinto il prezzo del Cal21 al PSV sotto i 17 €/MWh. Le misure restrittive imposte a marzo hanno comportato ulteriori significative perdite, con il Cal21 ora in area 14.0 €/MWh. Sul mercato elettrico, il Cal21 BL ha mantenuto un andamento coerente con quello del PSV e con i prezzi forward europei, testando quindi area 50 €/Mwh ai primi di febbraio e accelerando bruscamente al ribasso in concomitanza con la crisi sanitaria, per arrivare a toccare un minimo a 42.7 €/MWh il 23 di marzo.

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