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• Executive summary. Lo scenario 2016
• Le temperature estive sostengono i prezzi e migliorano le prospettive di marginalità, ma l’andamento delle materie prime spinge al ribasso il PUN 2016. Il picco di domanda estivo, che ha temporaneamente annullato la situazione di overcapacity, e il moderato miglioramento delle prospettive macroeconomiche contribuiscono a un andamento del prezzo superiore alle attese. tuttavia le condizioni del mercato delle materie prime, in cui prevalgono le spinte al ribasso - prezzo del Brent in caduta, allentamento delle tensioni geopolitiche europee, eccesso di offerta - portano a confermare il trend, in condizioni normali, di riduzione del PUN, che nel 2016 potrebbe scendere più dell’8%. La riduzione dei costi contribuisce a migliorare le condizioni di marginalità dei cicli combinati, ma permangono elementi di incertezza legati a condizioni internazionali (petrolio e carbonio), regolatorie (costi di trasporto gas e gestione della Sicilia) e climatiche.
• Approfondimento 1 - Picchi di prezzo dell’estate 2015. Il prezzo elettrico ha raggiunto punte di 130 €/mwh durante il mese di luglio, livelli che non si vedevano da diversi mesi, ma comunque inferiori a quelli che in condizioni simili si presentano su altri mercati. L’analisi puntuale dell’andamento del mercato spot in quei giorni evidenzia la capacità del sistema di reagire prontamente a una situazione contingente di riduzione del margine di riserva, dovuto alla crescita della domanda di punta e alla diminuzione della capacità rinnovabile disponibile.
• Approfondimento 2 - Costi di generazione e prezzi potrebbero risentire della modifica del costo di trasporto gas per le centrali. La riforma delle modalità di allocazione della capacità di trasporto gas, già prospettata ma che sarà probabilmente posticipata al prossimo anno, prevede, tra la altre opzioni, il conferimento 100% giornaliero. Questa modalità potrebbe ridurre fino a un terzo i costi di logistica di un tipico impianto a ciclo combinato, con vantaggi, rispetto al rigido sistema attuale per load factor fino a 6,000 ore. Data l’elevata concorrenzialità del mercato, è da escludere il pass through completo del costo di trasporto gas giornaliero sul prezzo elettrico, ma contratti più flessibili di conferimento del gas alle centrali potrebbero comunque tradursi in un aumento del PUN di oltre 2 €/MWh.
• Approfondimento 3 - Sta aumentando la competizione di prezzo su MSD ex-ante . L’analisi statistica dei prezzi su MSD ex-ante evidenzia un acuirsi della competizione tra i diversi operatori anche su questo mercato: gli spread mediamente ottenibili si sono progressivamente ridotti, ma vi è anche una minore capacità da parte delle UP localizzate in nodi della rete particolarmente problematici, di tradurre il vantaggio competitivo locale in sporadici picchi di prezzo.

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• Executive summary
• Scenario 2015: incertezza sulla domanda, attese confermate su combustibili e rinnovabili. Gli impianti termoelettrici dovranno affrontare livelli di competitività maggiori rispetto a quelli attesi a febbraio, data la revisione al ribasso della previsione di domanda elettrica, che incorpora una riduzione dell’intensità elettrica ulteriore rispetto a quella 2014. a parità di altre condizioni di scenario, le attese di PUN sono sostanzialmente confermate.
• Approfondimento 1 - Volatilità e incertezza nella previsione della domanda. Temperature miti e stagnazione economica potrebbero portare la domanda al di sotto del livello 2014. Lo sviluppo della generazione distribuita porta a revisioni sempre più consistenti dei dati preconsuntivi di domanda da parte di terna, rendendo sempre più difficile la previsione.
• Approfondimento 2 - Evoluzione degli scambi sulle frontiere nord dall’introduzione del market coupling. l’avvio del market coupling ha efficientato lo sfruttamento della capacità assegnata da Terna ma a determinare i livelli di import la NTC assegnata.
• Approfondimento 3 - L’impatto della net transfer capacity sui costi di sistema. La riduzione preventiva delle NTC in import sulla frontiera Nord risulta efficiente dal punto di vista della sicurezza di sistema.
• Approfondimento 4 - La dinamica della generazione distribuita e l’impatto sulla domanda contendibile. Dopo la fine del conto energia, lo sviluppo del parco di generazione distribuita ha rallentato, per cui la sottrazione di domanda contendibile a mercato dovuta a questi impianti, sembra oggi stabilizzarsi.
• Appendice. Analisi di accuratezza delle previsioni di medio termine di REF-E
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• Executive summary
• Caduta del prezzo gas e gestione amministrata della Sicilia guidano lo scenario 2015. Le condizioni di elasticità del prezzo elettrico al gas portano a un miglioramento della marginalità per gli impianti CCGT in condizioni di caduta del prezzo del combustibile, mentre il prezzo siciliano si avvicina molto al PUN e in alcuni mesi è inferiore al prezzo del Nord. Lo scenario rimane comunque critico ed esposto ai rischi legati alle dinamiche geopolitiche, agli esiti del market coupling e alle variabili climatiche.
• Approfondimento 1 - Dinamica del Brent e formule di approvvigionamento del gas. Dopo 2 anni di stabilità le quotazioni del Brent hanno riacquistato volatilità, aprendo scenari di forte incertezza per i prossimi mesi. gli operatori termoelettrici che hanno indicizzato i prezzi delle forniture del gas all’olio nel 2015 dovrebbero ottenere i maggiori vantaggi rispetto a quelli che hanno indicizzato al PSV o al TTF.
• Approfondimento 2 - Le previsioni di domanda elettrica di Terna. Nelle sue ultime previsioni di domanda elettrica per gli anni 2014-2024 Terna ha rivisto in maniera significativa, rispetto agli aggiornamenti precedenti, la costruzione dello scenario base, massimizzando il potenziale di risparmio e di efficienza energetica nel settore elettrico, mentre lo scenario di sviluppo rimane più allineato alle previsioni precedenti.
• Approfondimento 3 - Scenari di sensitività. Il livello del prezzo del Brent, delle temperature invernali ed estive e della producibilità idroelettrica ed eolica rappresentano i principali fattori di variabilità dello scenario 2015. L’analisi di sensitività del prezzo elettrico a questi driver mostra come l’effetto sul PUN sulla marginalità dei CCGT dipenda in larga misura anche dai risultati del market coupling sulle frontiere Nord.

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1. 2015: elevata incertezza nel nuovo assetto del mercato. A fronte di un PUN in lieve ripresa, le condizioni di marginalità per i CCGT rimarranno critiche. Nuovi fattori potrebbero condizionare fortemente il mercato elettrico 2015: l’implementazione del market coupling, la gestione amministrata della zona Sicilia e l’acuirsi di tensioni geopolitiche sul mercato gas.
2. Lo scenario macroeconomico. Nonostante una previsione per il 2015 di crescita sostenuta a livello mondiale, Stati Uniti in testa, in Europa la crescita attesa rimane contenuta a causa di elevata disoccupazione, bassa inflazione e squilibri fra i paesi dell’area euro. In Italia alle debolezze europee si sommano le criticità interne, ma a modificare lo scenario potrebbe contribuire l’effettiva implementazione delle riforme fino a oggi solo annunciate.
3. Il mercato delle commodity energetiche. La debolezza della domanda, il forte incremento di offerta a livello mondiale e il cambio di strategia saudita, hanno spinto il prezzo del petrolio su valori inferiori di oltre 25 $/bbl le quotazioni di inizio anno. Per il 2015 l’attesa è di un prezzo in media inferiore a 100 $/bbl e una traiettoria di graduale riduzione in corso d’anno.
4. Il mercato del gas. Date le abbondanti scorte in stoccaggio e la domanda debole, in assenza di tensioni di offerta, le quotazioni al PSV nel 2015 non dovrebbero salire sopra i 27 €/MWh. Nuovi oneri all’entry sostengono il premio del mercato italiano rispetto al resto d’Europa.
5. La domanda di energia elettrica. La previsione di inversione del ciclo economico per il 2015 porta a prevedere una crescita positiva anche della domanda, con tassi però molto bassi. Il cambiamento della struttura della domanda e la maggior efficienza nei consumi di tutti i comparti fa prevedere un rimbalzo inferiore a quanto registrato dopo periodi di recessione passati.
6. Il sistema elettrico. Il 2014 si chiuderà con un’importante contrazione della produzione termoelettrica a gas a mercato, e nel 2015 la situazione potrebbe migliorare di ben poco. L’eccezionale producibilità idroelettrica è una determinante importante per il 2014, tuttavia la debolezza della domanda e la continua crescita strutturale della produzione rinnovabile rimangono gli elementi chiave per il futuro prossimo.
7. I mercati ambientali. Dal 2015 l’impatto del meccanismo CV sul prezzo elettrico all’ingrosso è azzerato. Le condizioni strutturali del mercato ETS (elevato surplus di quote) consentono solo una lieve ripresa del prezzo della CO2 nel 2015.
8. Appendice I - Il PUN 2014
9. Appendice II - Tabella sintetica degli indici previsivi

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1. La previsione del prezzo all’ingrosso 2014. Il persistere di condizioni climatiche anomale e la ripresa economica che stenta a decollare portano a una revisione al ribasso della previsione di PUN.
2. Il quadro macroeconomico. II rallentamento globale ostacola la ripresa italiana che sarà debole, nonostante gli indicatori congiunturali positivi.
3. Il mercato del gas.Dopo la caduta di inizio anno, il prezzo del gas non si riprenderà fino all’inverno, quando la crisi russo-ucraina potrebbe aumentare l’instabilità dello scenario.
4. La domanda di energia elettrica. La perdita di comparti industriali a causa della crisi e l’efficienza energetica portano alla stagnazione della domanda in un contesto di debole ripresa economica.
5. Il sistema elettrico.La domanda elettrica debole e l’elevata idraulicità riducono lo spazio a mercato per gli impianti tradizionali.
6. I mercati ambientali. Il mercato del carbonio attende le scelte di riforma del meccanismo ETS, mentre la revisione delle attese sul PUN ha un impatto debole sul valore dei CV.
7. Gli altri mercati europei: il market coupling. L’analisi dei dati storici mostra che il market coupling riduce i flussi antieconomici e porta al pieno sfruttamento della capacità di scambio.
8. Appendice I - Il PUN consuntivo gennaio-maggio 2014
9. Appendice II - Tabella sintetica degli indici previsivi

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1. La previsione del prezzo all’ingrosso 2014. L’elevata piovosità di inizio anno e l’inverno mite portano a una revisione dello scenario 2014, con PUN più basso e peggioramento della marginalità rispetto alle attese di ottobre. 2. Il quadro macroeconomico. Il rallentamento della Cina e il rafforzamento dell’euro potrebbero minare la debole crescita prevista per l’Italia. 3. Il mercato delle commodity energetiche. Prezzo del petrolio stabile e prezzo del carbone in risalita. 4. Il mercato del gas.Le condizioni climatiche eccezionali spingono in giù domanda gas e prezzo della materia prima, l’impatto degli incentivi sul costo di trasporto è ridimensionato. 5. La domanda di energia elettrica. La previsione incorpora la caduta di fine 2013 legata all’inverno mite e a una inversione del ciclo economico più lenta delle attese. 6. Il sistema elettrico.L’aumento della produzione da fonti rinnovabili e carbone dovrebbe ridurre ulteriormente lo spazio contendibile dagli impianti CCGT, 7. I mercati ambientali. Prezzi del carbonio in risalita in attesa del backloading a marzo, ma il mercato dei permessi di emissione rimane lungo. 8. Gli altri mercati europei. Francia: il nucleare e le rinnovabili incidono sulla forte competitività nel termoelettrico tradizionale anche nel medio termine (2016). 9. Appendice I - Il PUN consuntivo 2013 10. Appendice II - Tabella sintetica degli indici previsivi 11. Appendice III - Valutazione ex post dell’accuratezza delle previsioni

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1. La previsione del prezzo all’ingrosso 2013-2014. La ripresa della domanda elettrica dovrebbe far segnare una crescita del PUN nel 2014, con un ritorno della marginalità degli impianti CCGT su livelli positivi, su cui grava l’incertezza legata al quadro economico e alla generazione rinnovabile. 2. Il quadro macroeconomico. Ai segnali di rafforzamento del ciclo nei paesi OECD si affianca un rallentamento nel tasso di crescita di quelli emergenti. L’economia italiana dovrebbe crescere nel 2014, anche se permangono molti elementi di rischio. 3. Il mercato delle commodity energetiche. Le quotazioni di Brent, prodotti derivati e carbone sono previste sostanzialmente stabili nel corso del 2014, anche grazie all’aumento dell’offerta di gas e petrolio statunitense. 4. Il mercato del gas. Il costo medio della materia prima per le centrali rimane in linea con le quotazioni spot italiane, stabili nel 2014; sono possibili aumenti nei costi variabili di trasporto. 5. La domanda di energia elettrica. Si prevede una ripresa dei consumi nel 2014, guidata dalla crescita del terziario e da un riavvio dell’industria, che pesa sempre meno sul totale. 6. Il sistema elettrico. Il bilancio energetico per la produzione termoelettrica a gas potrebbe migliorare nel 2014 grazie alla domanda in aumento e al riallineamento della producibilità idroelettrica e eolica alla media storica. 7. I mercati ambientali. I prezzi di mercato dei CV continuano a essere guidati dal prezzo di ritiro annuale. Il mercato della CO2 potrebbe risentire solo in misura limitata dell’eventuale approvazione del backloading. 8. I mercati dell’Europa Centro-Occidentale. REF-E propone un’analisi descrittiva dell’andamento storico dei flussi commerciali e un’analisi econometrica volta a individuare le interdipendenze dinamiche tra i prezzi elettrici di diversi paesi europei. 9. Appendice I: Il PUN consuntivo gennaio-settembre 2013 10. Appendice II: Tabella sintetica degli indici previsivi

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1. La previsione del prezzo all’ingrosso per il 2013. Il PUN 2013, sottostante un costo gas alle centrali allineato allo spot, è rivisto al rialzo di circa 1 €/MWh rispetto alla previsione di febbraio. L’elevata concorrenzialità impedisce l’intero trasferimento dei costi variabili sul prezzo elettrico da parte degli impianti marginali e il CSS si conferma in terreno negativo. 2. Il contesto economico deprime la domanda. La caduta del PIL e della domanda 2013 dovrebbe essere maggiore di quanto previsto a febbraio, condizionata da un risultato a consuntivo per i primi mesi dell’anno peggiore delle attese. 3. Cambiano i paradigmi per le commodity energetiche. Il rallentamento della domanda cinese e l’incremento della produzione nord americana indeboliscono la posizione dell’Opec e frenano le quotazioni del petrolio; il prezzo gas di riferimento per il mercato italiano diventa lo spot. 4. Il mix energetico garantisce la sicurezza? L’incremento della generazione non programmabile in un contesto di domanda debole potrebbe comportare problemi per la sicurezza nella prossima estate, nonostante i tagli alla NTC già previsti da Terna, costringendo il gestore della rete a ulteriori riduzioni dell’import o a un maggior ricorso ai servizi su MSD. 5. I mercati ambientali. Aumenta il prezzo dei CV ma si riduce il prezzo dei permessi di emissione e nel complesso l’onere ambientale 2013 dovrebbe allinearsi alla media storica. 6. Appendice I - Il PUN consuntivo 7. Appendice II - Tabella sintetica degli indici previsivi