In questo numero The Italian GDP recovery is on track and the electricity demand almost back to pre-crisis levels gives ground for hope in the real economy resilience. Of the roughly 15 TWh demand recovery in 2021 more than 5 TWh will translate into contestable demand for gas-fired combined cycles, with import not expected to regain pre crisis average levels.
Three Short-term Key Factors to Watch:

• Coal Switch Price: year 2020 average CSP was over 10% above the gas-fired production costs for the most efficient coal fired plants and 35% for the average efficiency ones. Year 2021 and 2022 price dynamics make the most efficient coal-fired plants competitive again, but not the average ones, with the CSP remaining around 20% above the gas-fired production costs. This assumes Coal and the CO2 upward trend continuing and remaining relatively stronger than gas. However, almost 10 €/ton of the recent CO2 up move were fueled by financial operators net long positioning, which, as any financial position, is subject to be unbuilt. This puts a short-term downward reversal at risk.
• High hydro contribution to the Italian mix in year 2021: snowpack is higher than average, but in the event of a dry spring or autumn the renewables weight may decrease, risking the pun to average up to 3 €/MWh higher than expected.
• Gas-fired production higher competitiveness than coal-fired stabilizes the level of net import despite demand recovering and the increase in NTC. Lower-than-expected import flows from the northern frontiers would benefit the thermoelectric Italian fleet though, potentially leading to higher baseload CSS (+10%) and PUN (+1%) both in 2021 and 2022.

In questo numero: Il momento storico che stiamo vivendo è di cruciale importanza, non soltanto in termini di conseguenze, ma anche di opportunità. Nonostante i tempi della ripresa siano ancora incerti, una programmazione efficace dell’utilizzo degli ingenti fondi stanziati dall’Unione Europea per la ricostruzione può infatti portare a un percorso di crescita sostenibile e nel rispetto degli obiettivi di riduzione delle emissioni già nel medio termine. I primi segnali di ripresa della domanda, dei prezzi e degli investimenti nel breve termine rappresentano il primo e necessario passo in questa direzione. 1. SCENARIO MACROECONOMICO

• In Italia, nonostante l’attuale nuovo aggravarsi dell’allerta sanitaria, la recessione ha raggiunto l’apice nel secondo trimestre 2020. La fase di recupero è iniziata dal momento in cui sono state gradualmente rimosse le misure restrittive e i dati relativi al Q3 hanno fatto sperare in un miglioramento veloce. Con la nuova accelerazione dei contagi e il ritorno, seppur limitato, a misure restrittive, il livello di incertezza sulle tempistiche e la velocità della ripresa resta molto alto. La contrazione del PIL nel 2020 sarà di poco inferiore al 10%. Il prolungarsi dei tempi di contenimento della seconda ondata epidemica e richiedere ulteriori fermi alle attività, aggraverebbero tuttavia la flessione e si potrebbero avere ripercussioni negative sulla ripresa nel 2021, che comunque non si prevede superiore al 5%.

• Un graduale recupero dei prezzi è atteso a partire dall’anno prossimo, con Brent a 45 $/bbl nel 2022, e carbone a 65 $/ton, grazie alla ripresa della domanda. Il rallentamento della crescita dell’offerta causato dalla riduzione degli investimenti (hanno finora ritardato o rinunciato all’investimento nuovi impianti di liquefazione per almeno 9 Bcm) si traduce in un rischio di tensione sui prezzi internazionali del gas, in caso di inverni freddi o di nuova accelerazione della domanda asiatica. Il riferimento medio per il PSV è attualmente poco oltre 10 €/MWh, ma sotto l’ipotesi di una normalizzazione della domanda e delle temperature, il ritorno su valori attorno alla media storica si verifica nell’inverno 2021/2022, contestualmente a una compressione dello spread che, grazie all’avvio delle importazioni tramite TAP va verso una stabilizzazione al di sotto di 1 €/MWh.

• Il 2020 ha dimostrato che il mercato elettrico è resiliente alla volatilità della domanda, della quota di contendibile e dei prezzi delle commodities: il crollo della domanda è stato sostenibile anche grazie alla maggiore competitività del gas rispetto al carbone e alle importazioni. Stabilità del sistema e margini per gli impianti a gas non sono risultati a rischio, anche grazie al maggiore ricorso alle risorse di MSD. La stabilizzazione delle condizioni di domanda e offerta, assunta nello scenario di riferimento per i prossimi mesi, consente un recupero dei prezzi dell’energia elettrica che rispecchia quello delle commodities (da 40 €/MWh del 2020 a 55 €/MWh nei prossimi anni) con Spark Spread superiore a quello del 2020. Anche considerando la forte variabilità dei prezzi delle commodities e della domanda elettrica il range di variabilità per il PUN nei prossimi due anni non è superiore a più o meno 10 €/MWh. Lo scenario di prezzo elettrico Reference, previsto in questo Energy Outlook, è inoltre tale da favorire la market parity per gli investimenti nel settore fotovoltaico, che sembrava essersi sensibilmente allontanata quest’anno.

In questo numero: La gestione della ripresa dopo la pandemia di COVID-19 apre scenari e sfide di dimensioni mai affrontate. La rinnovata attenzione in sede di ricostruzione agli obiettivi di decarbonizzazione, supportata da un diverso equilibrio dei prezzi delle commodities, potrebbe portare ad una rivoluzione del mercato energetico. I tempi della ripresa sono però ancora incerti, mentre è incompleta l’analisi delle gravità della crisi, non ancora terminata, con la definizione degli strumenti e delle azioni ancora in corso. Lo scenario che presentiamo incamera sia l’ottimismo sugli effetti delle misure per il rilancio che le incertezze ancora presenti. 1. SCENARIO MACROECONOMICO

• La pandemia ha causato la peggiore crisi socioeconomica dalla Seconda Guerra Mondiale. In Italia, il Pil non tornerà sui livelli del primo trimestre, facendo totalizzare un valore medio annuo per il 2020 tra il -11% ed il -14% a seconda dei previsori e degli scenari più o meno negativi sul ritorno del contagio in autunno. Più marcato sarà il crollo del 2020, più significativo il rimbalzo, ma questo dipenderà anche da un possibile ritorno del virus. Il FMI stima una contrazione del prodotto interno lordo americano dell’8% nel 2020 e una crescita del 4.5% nel 2021, che dipenderà comunque anche dall’esito delle prossime presidenziali e dalle politiche economiche che verranno decise successivamente. Per l’Area Euro, il FMI stima invece una contrazione del 10.2% quest’anno, seguita da una ripresa del 6% nel 2021. Il valore medio atteso per il cambio €/$ nel 2020 è di poco superiore a 1.10.

• Lo shock lato domanda si è combinato con quello lato offerta legato alla temporanea rottura dell’accordo OPEC+. La sua successiva ricostituzione e la forte elasticità dei piccoli produttori americani ai prezzi dovrebbe permettere un progressivo riequilibrio del mercato, ma per il 2020 il prezzo medio del Brent sarà difficilmente superiore a 40 $/bbl. La forte riduzione della domanda di carbone, soprattutto di quella europea, a fronte di una produzione attesa stabile puntano alla permanenza dei prezzi su livelli inferiori ai 50 $/ton nel 2020. Sotto l’ipotesi di integrazione degli obiettivi di decarbonizzazione nel piano di ricostruzione dell’Unione Europea e di un’accresciuta conseguente rilevanza dello strumento ETS, il prezzo della CO2 nel 2020 dovrebbe tuttavia riuscire a consuntivarsi al di sopra di 20 €/MWh.

• La forte contrazione della domanda, legata sia al rallentamento della crescita delle economie asiatiche già in atto nel 2019, in particolare di quella cinese, a temperature invernali superiori alla media e alle misure di contenimento, ha colpito anche il mercato del GAS, portando, in combinazione con la continua crescita della produzione, soprattutto di GNL, a un ulteriore aumento dell’eccesso di offerta e spingendo i prezzi al ribasso. I prezzi europei del gas sono scesi al di sotto dell’Henry Hub, rompendo quindi una soglia fino a poco fa considerata invalicabile, con la remunerazione per i produttori americani di GNL che ai livelli di prezzo correnti (sia europei che asiatici) è negativa. Una graduale ripresa della domanda, guidata dal perdurare delle condizioni favorevoli alla produzione termoelettrica a gas, da temperature invernali attese in media storica e dalla riduzione attesa della produzione elettrica nucleare in Francia, dovrebbe permette un graduale recupero dei prezzi, ma il riferimento medio per il PSV nel 2020 non si assesterà molto al di sopra di 8 €/MWh.
3. OUTLOOK PER IL MERCATO ELETTRICO
• Le misure introdotte dal Governo italiano a partire dal 10 marzo per contenere la diffusione della pandemia di COVID-19 hanno avuto un impatto rilevante sull’evoluzione dei consumi di energia, con la richiesta che tra il 10 marzo e il 31 maggio è stata di oltre 10 TWh inferiore a quella media stagionale. Lo spazio contendibile per gli impianti a ciclo combinato dovrebbe restare relativamente ampio in un contesto di progressiva ripresa della domanda, ma di prezzi gas bassi (tali da favorire lo Switching dal carbone) e import che potrebbe subire riduzioni legate sia alla dinamica dei prezzi che allo slittamento delle manutenzioni sulle centrali nucleari in Francia e alla conseguente riduzione della produzione nel periodo invernale (con con un alto rischio di tensione nel caso di un inverno freddo previsto da EDF). In questo scenario il CSS medio per il 2020 potrebbe consuntivarsi al di sopra di 4.5 €/MWh e permettere al PUN di avvicinarsi a un livello medio Reference di 34.5 €/MWh. L’alta quota di generazione rinnovabile sulla domanda ha aumentato la rilevanza dei servizi di bilanciamento, con i volumi che nelle settimane di lockdown sono quasi raddoppiati rispetto al 2019. Le basse quotazioni delle commodities dovrebbero comunque continuare a limitare la possibilità di salita anche dei prezzi dei servizi ancillari.

In questo numero: Abbiamo assistito raramente al concretizzarsi di una congiuntura di fattori bearish per i prezzi dei prodotti energetici come quella attuale. L’abbondante offerta di combustibili - a fronte di una domanda depressa da temperature superiori alla media - e la forte incertezza sulle possibilità di ripresa della crescita spingono i prezzi al ribasso. L’avvicinarsi della stagione estiva rende improbabile un ritorno al di sopra dei livelli medi stagionali nel secondo trimestre. É invece possibile un graduale recupero nella seconda parte dell’anno. 1. SCENARIO MACROECONOMICO

• Il FMI stima che nel 2019 la crescita mondiale sia stata del +2.9%. Il rallentamento dal +3.6% del 2018 è imputabile alla guerra commerciale tra Stati Uniti e Cina e a fattori d’incertezza di natura geopolitica, quali la Brexit e la tensione tra Usa e Iran. La chiusura di un primo accordo tra Cina e Usa volto a evitare l’imposizione di nuovi dazi e alla ripresa del commercio e il delinearsi di un processo di uscita del Regno Unito dall’Unione Europea dovrebbero rendere il quadro meno incerto e permettere la ripresa della crescita. La diffusione dell’epidemia di Coronavirus rappresenta tuttavia un significativo fattore di rischio. Nel caso in cui i tempi per un suo contenimento si dilatassero oltre il primo trimestre di quest’anno, l’impatto sulla crescita sarebbe significativo e fortemente deflattivo per materie prime e combustibili.

• Il basso tasso di crescita dell’economia mondiale nel 2019 ha pesato sui prezzi di tutte le materie prime e, in particolare, dei combustibili. Petrolio e carbone hanno inoltre subito l’impatto di cambiamenti nella struttura dei mercati di riferimento e registrato flessioni significative. La crescita dell’offerta di petrolio, legata allo shale americano, ha portato a un sostanziale bilanciamento del peso della produzione OECD e OPEC. La reattività dei prezzi a variazioni dell’offerta mediorientale e nordafricana si è conseguentemente ridotta, come dimostrano i limitati recuperi messi a segno dopo l’attacco agli impianti sauditi e quello americano in Iran. Il prezzo del carbone in Europa ha risentito della forte riduzione della domanda legata alla crescita delle rinnovabili e allo switch a favore del gas. Il prezzo dei permessi di emissione della CO2 beneficia invece della riduzione dell’offerta portata dalla Market Stability Reserve, con l’eliminazione del surplus strutturale di certificati e l’aspettativa di un progressivo riequilibrio del mercato che sostengono in prezzi.

• Temperature superiori alla norma nei mesi invernali hanno depresso la domanda e, combinandosi con numerosi fattori ribassisti lato offerta, hanno spinto le quotazioni al ribasso. La diffusione in Cina dell’epidemia di Coronavirus e la conseguente incertezza sulla ripresa del tasso di crescita della domanda nel 2020 si sono innestate in questo quadro, fornendo ulteriore impulso alla tendenza ribassista in atto. L’abbondante offerta di GNL e gli alti livelli delle scorte rendono il rischio scarsità molto basso fino alla prossima stagione invernale, per cui ci aspettiamo che i prezzi al TTF non inizino a recuperare terreno prima del Q4-20. Lo scenario per i prezzi gas al PSV è a sua volta debole, con un prezzo reference per il 2020 che non arriva a 13 €/MWh. Se il prossimo anno i flussi in ingresso di GNL restassero in linea con quelli correnti ai massimi della capacità disponibile (come il quadro internazionale del mercato del GNL sembra indicare), con l’avvio delle importazioni tramite TAP, l’importazione di fonti flessibili dal Nord Europa verrebbe fortemente spiazzato, portando ad un restringimento dello spread PSV-TTF.

• Nel 2019 gli impianti a ciclo combinato sono risultati molto competitivi rispetto a quelli a carbone con efficienza media, grazie alla forte flessione dei prezzi gas, che sono rimasti al sotto del Coal Switching Price per buona parte dell’anno. Il PUN medio annuo ha quindi perso il 14% rispetto al 2018. Come nel caso del gas, i prezzi sono attesi in ulteriore flessione nel 2020 e in leggero recupero nel 2021. La scarsa idraulicità, la contrazione dei livelli di import e la riduzione della produzione a carbone hanno tuttavia portato a un significativo aumento della marginalità dei cicli combinati rispetto all’anno precedente (fino a 11.5 €/MWh di Clean Spark Spread). Questa è attesa in diminuzione sul 2020 e 2021 a causa della crescita della capacità di produzione rinnovabile e dall’espansione dei volumi importati, grazie alla nuova interconnessione del Montenegro (attiva da dicembre 2019) e al potenziamento del cavo con la Francia dal 2021.

In questo numero: Il peggioramento del quadro congiunturale, con la tensione tra Usa e Cina che ha portato a una significativa contrazione dei flussi commerciali su scala globale, è stato amplificato dall’incertezza politica sia locale che internazionale, riverberandosi sulla fiducia di imprese e consumatori e sulla domanda. L’offerta di combustibili ed energia è invece rimasta abbondante e ha portato a una discesa dei prezzi sia europei che domestici. Il riallineamento della domanda ai livelli medi stagionali invernali e la presenza di fattori di rischio lato offerta nel mercato europeo del gas e dell’energia dovrebbero, tuttavia, sostenere i prezzi nell’ultima parte del 2019 e dare avvio a un moderato recupero nel 2020. 1. SCENARIO MACROECONOMICO E COMMODITY

• Il rallentamento della congiuntura mondiale e, in particolare, di quella europea hanno pesato nel corso di quest’anno sull’economia italiana, con un tasso di crescita del PIL che nel 2019 sarà vicino allo zero. La debolezza della domanda interna rende difficile il superamento della fase di stagnazione, ma la ripresa della crescita globale, la stabilizzazione del quadro politico interno e il passaggio della legge di bilancio migliorano lo scenario di riferimento e dovrebbero portare nel 2020 a una crescita superiore a quella di quest’anno. Il rallentamento della crescita e l’ulteriore aumento della produzione hanno spinto le quotazioni del petrolio al di sotto di quelle del 2018, nonostante il forte rischio geopolitico nell’area mediorientale. La ripresa della domanda e l’aderenza dell’OPEC Plus alle quote di produzione sostengono un graduale recupero dei prezzi nel 2020. La crescita dell’offerta ha comportato una discesa anche dei prezzi del carbone, ma la scarsità delle scorte in Cina e sud est asiatico alle porte della stagione invernale, l’allentamento della tensione sui dazi e la ripresa della crescita globale dalla seconda metà del 2020 dovrebbero sostenere i benchmark a cui l’API2 è correlato nei prossimi due anni. L’efficacia dimostrata dal meccanismo della Market Stability Reserve ci porta invece a rivedere al rialzo lo scenario di per la CO2, con prezzi oltre il 50% maggiori del consuntivo 2018 sia per il 2019 che per il 2020.

• Nei mesi estivi i prezzi del gas in Europa si sono stabilizzati in prossimità dei minimi di fine giugno, con gli abbondanti arrivi di GNL e livelli di stoccaggio prossimi alla piena capacità. Il quadro è rilassato anche per la stagione invernale. Nonostante la ripresa della domanda asiatica in inverno possa comportare una riduzione del GNL spot disponibile per l’Europa, ipotesi di shortage come quelle avvenute a cavallo tra il 2017 e il 2018 sembrano infatti scongiurate. In questo contesto, le proiezioni di prezzo per Q4-19 e Q1-20 sono state riviste al ribasso, pur incorporando il rischio di tensioni legate alla presenza di una serie di criticità quali la rinegoziazione dell’accordi di transito tra Ucraina e Russia, eventuali interruzioni della produzione nucleare in Francia, la riduzione della produzione a Groeningen, la scarsa flessibilità degli approvvigionamenti al nord Europa, i limiti imposti al transito di gas russo via OPAL, la possibilità di una riduzione dei flussi dall’Algeria e/o di variazioni nella contrattualizzazione di lungo termine.

• Nel corso dei mesi estivi i prezzi si sono attestati su livelli decisamente inferiori a quelli dell’anno scorso, in linea con la forte flessione dei prezzi gas. La riduzione del contendibile ha tuttavia permesso un significativo aumento della marginalità dei cicli combinati. Nei mesi invernali, in un contesto di temperature nella norma e domanda stabile, il recupero dei prezzi gas e il ritorno dell’idroelettrico al load factor medio storico comportano una riduzione della competitività degli impianti a gas rispetto al carbone, una riduzione della domanda contendibile e il conseguente restringimento del CSS. Per il 2020 e il 2021 è atteso un recupero dei prezzi coerente con la ripresa di quelli del gas. Il volume complessivo per gli impianti a gas si attesta comunque su valori superiori ai 110 TWh sia nel 2020 che nel 2021, permettendo una stabilizzazione del CSS al di sopra di 2 €/MWh.