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: 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.