Pubblicazioni

Ricerca tra le pubblicazioni di REF-E

Home  » Pubblicazioni

Download e ricerca delle pubblicazioni

 

Italian Power Market Outlook Oct 2021

Pubblicato il: 28-10-2021
Outlook sul mercato elettrico italiano

Macroeconomic and Commodities Outlook Oct 2021

Pubblicato il: 25-10-2021
Monitoraggio e previsione sull’andamento dei mercati

LNG and Natural Gas Market Outlook Oct 2021

Pubblicato il: 05-10-2021
Monitoraggio e previsione sull’andamento dei mercati

Italian Power Market Outlook Jul 2021

Pubblicato il: 26-07-2021
Outlook sul mercato elettrico italiano

LNG and Natural Gas Market Outlook Jun 2021

Pubblicato il: 25-06-2021
Monitoraggio e previsione sull’andamento dei mercati

ETS CO2 Outlook Jun 2021

Pubblicato il: 18-06-2021
Monitoraggio e previsione sull’andamento dei mercati

Macroeconomic and Commodities Outlook May 2021

Pubblicato il: 27-05-2021
Monitoraggio e previsione sull’andamento dei mercati

Energy Outlook Apr 2021

Pubblicato il: 13-04-2021

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.

Italian Power Market Outlook Mar 2021

Pubblicato il: 24-03-2021
Outlook sul mercato elettrico italiano

Energy Outlook n. 15 - Anno V

Pubblicato il: 17-11-2020

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%.
2. COMMODITIES
  • 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.
3. OUTLOOK PER IL MERCATO ELETTRICO
  • 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.
APPENDICE 1. TABELLA DI SINTESI DEGLI SCENARI