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: Executive summary
1. Scenario macroeconomico e commodity

• L’economia mondiale rallenta
• Germania, Brexit ed elezioni: le incertezze per l’Europa
• Italia: la crescita rallenta
• Domanda e materie prime

• Mercati europei del gas: ancora tensioni
• L’outlook per il mercato italiano del gas naturale
• Box 2.1. Gli strumenti di flessibilità dello stoccaggio in Italia

• Il costo per i termoelettrici incide al rialzo sul PUN
• Box 3.1. I possibili effetti dell’indisponibilità degli impianti nucleari in Belgio
• Analisi di sensitività

In questo numero: Executive summary 1. Scenario macroeconomico e commodity

• L’economia in bilico
• Le previsioni
• Il petrolio si rafforza, soprattutto sul breve
• Riprende sostenuta la salita dei prezzi del carbone

• Mercato europeo: la riduzione della flessibilità incide sui prezzi
• Box 2.1. Ancora aperta la diatriba Russia-Ucraina, incertezze sul Nord Stream2
• Mercato italiano: domanda in riduzione, petrolio e GNL incidono sui prezzi al PSV
• Box 2.2. Riviste al ribasso le previsioni del costo logistico

• PUN in aumento nel 2018, aumentano i costi per i termoelettrici
• Il dettaglio della previsione per mese, fascia e zona
• L’economia sostiene i consumi, la produzione idroelettrica ridisegna il mix di generazione

• Box 4.1. Potenziali rischi stagionali

• Box A2.1. Lo switching carbone/gas guida i prezzi ETS

In questo numero: EXECUTIVE SUMMARY
I DRIVER DI MERCATO E I PRINCIPALI FATTORI DI RISCHIO

• Scenario macroeconomico e prezzo del petrolio
• Ulteriori fattori di rischio

• I costi di produzione
• I fondamentali di domanda e offerta
• L’impatto dell’economia e delle variabili regolatorie
• Il dettaglio delle previsioni per mese, fascia e zona

• La domanda
• L’offerta
• I prezzi

In questo numero:

• 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.

In questo numero:

• 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
>

In questo numero:

• 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.

In questo numero
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

In questo numero

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

In questo numero

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