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Scenari REF-E aggiornamento II2021 Luglio 2021

Punti salienti dello scenario

Il percorso di ripresa italiano ha superato le aspettative nel primo semestre 2021, sostenuto anche da mercati energetici turbolenti. Il nuovo aggiornamento di scenario incorpora le tendenze più recenti riguardo le dinamiche relative alle importazioni e ai mercati delle commodity, l'impatto atteso del nuovo pacchetto europeo Fit for 55 e le novità relative alle prossime aste del Capacity Market. Le nuove analisi di scenario discutono inoltre i potenziali percorsi verso gli obiettivi di neutralità climatica al 2050.

Macroeconomia
L’allentamento delle misure restrittive apre la strada a un incoraggiante percorso di ripresa, con il tasso di crescita economica italiano che dovrebbe allinearsi agli altri paesi europei entro il 2022 per la prima volta dopo anni. Secondo il governo italiano, le misure del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) da sole potrebbero contribuire a un aumento del PIL del 3.6% in cinque anni, assumendo che i fondi europei siano effettivamente investiti e le riforme pianificate attuate. Il calo dei prezzi delle commoditye dell'energia ha trascinato l'indice medio italiano dei prezzi al consumo per l'anno 2020 a -0.1%. Tuttavia, un'accelerazione più rapida del previsto della crescita dei prezzi, in particolare nel settore energetico, sta sostenendo l'inflazione. Si prevede che sia gli Stati Uniti che l'Unione Europea (UE) possano adottare politiche monetarie molto accomodanti per sostenere l'economia. Il rischio inflazione potrebbe essere più elevato negli Stati Uniti che nell'UE e il tasso di cambio potrebbe riflettere quest'ultima divergenza nel breve termine, favorendo una moderata ripresa dell'euro.

Commodity
Il recente compromesso raggiunto dall'Arabia Saudita e dagli Emirati Arabi Uniti rafforza la leadership del cartello OPEC Plus sul mercato petrolifero e promuove la stabilità dei prezzi. I tagli record dello scorso anno sono stati gradualmente allentati e la produzione sarà adeguata al rialzo su base mensile a partire da agosto 2021 e fino alla graduale eliminazione dei limiti complessivi.
Si prevede che la domanda di carbone da parte di Cina e India continui a crescere nel breve e medio termine, sostenendo i prezzi del carbone a livello globale e influenzando di conseguenza l'indice di riferimento europeo correlato (API2).
Il rallentamento della crescita della nuova capacità di liquefazione, un insolito numero di guasti alle infrastrutture lato offerta e una ripresa significativa della domanda asiatica hanno messo sotto pressione il mercato globale del GNL, con prezzi fortemente in rialzo. Gli effetti della pandemia sugli investimenti sono tangibili, con diversi progetti ritardati o annullati. Per l'inverno 2022-2023 è prevista una leggera compressione del margine domanda-offerta, ma solo in caso di temperature più fredde della media e/o ulteriori interruzioni impreviste lato offerta potrebbero svilupparsi tensioni sui mercati. Nel medio termine, i prezzi del GNL dovrebbero stabilizzarsi a seguito di un progressivo ritorno alle normali condizioni di mercato e della diffusione delle politiche di transizione energetica anche al di fuori dell'UE.
Una solida ripresa della domanda europea di gas, combinata a scarsi arrivi di GNL e stoccaggi ai minimi storici, sostiene il prezzo gas al TTF nel breve termine. Si ipotizza tuttavia una progressiva normalizzazione dei fondamentali di mercato, con quotazioni all'hub olandese che dovrebbero stabilizzarsi di conseguenza entro i prossimi due anni.
In un contesto di forte concorrenza asiatica, i bassi volumi di GNL in arrivo in Europa lasciano spazio all'aumento dei flussi di gas in arrivo dalle aree meridionali nel breve termine. Si ritiene che lo spread PSV-TTF possa strutturalmente assottigliarsi rispetto alle medie storiche (al di sotto della soglia di 1 €/MWh), fino ad annullarsi verso la metà degli anni 2030.
Il mercato italiano del gas segue quindi i movimenti degli hub europei, con le dinamiche del PSV strettamente correlate a quelle del TTF. La ripresa della domanda in Italia e la ripresa generale dei prezzi europei favoriscono il parallelo rialzo dei prezzi al PSV nel breve termine, ma si prevede un ritorno alle normali condizioni di mercato a partire dal 2023.
I prezzi della CO2, nell'ambito del meccanismo europeo ETS, sono stati superiori alle attese nella prima metà del 2021, spinti dal movimento rialzista delle commodity e dal significativo interesse dimostrato dagli operatori finanziari - favorito dalle aspettative relative al pacchetto Fit for 55, che include anche una revisione del sistema ETS. Gli obiettivi di lungo termine incorporano il rafforzato impegno da parte della Commissione Europea nel mantenere il sistema ETS come elemento chiave della strategia di decarbonizzazione: la nuova configurazione del meccanismo dovrebbe incentivare un equilibrio tra domanda e offerta e livelli di prezzo tali da accelerare il processo di decarbonizzazione.
Ci si aspetta inoltre che l'aumento dei prezzi della CO2 possa favorire il passaggio dalla produzione a carbone a quella a gas naturale nel settore elettrico, accelerando il processo di transizione verde e anticipando il phase-out economico della capacità a carbone in tutta Europa.

Domanda di elettricità e importazioni nette
Si prevede che la ripresa economica possa riportare la domanda di elettricità a livelli pre-pandemia nei prossimi anni. Nel lungo termine, l'elettrificazione e l'efficienza dei consumi finali diventeranno elementi chiave della domanda di elettricità. Lo sviluppo di applicazioni che prevedono l’uso di idrogeno per la decarbonizzazione dei processi industriali, ancora in fase esplorativa, potrebbe influenzare significativamente l’evoluzione della domanda di lungo termine. La domanda aggiuntiva di elettricità da parte dei veicoli elettrici potrà variare in modo significativo in base alla futura diffusione della mobilità elettrica nelle città e nei trasporti. La domanda aggiuntiva di elettricità per fini di riscaldamento e raffrescamento dipenderà invece dal tasso di sviluppo e adozione di tecnologie elettrificate all’interno di impianti per usi civili, potenzialmente sostenuti da misure di supporto alla decarbonizzazione messe in atto nella ripresa post-pandemia.
Le condizioni di switching tra carbone e gas in Europa influenzano l'evoluzione dei flussi netti di importazioni nel breve e medio termine, con volumi attesi in diminuzione dai confini settentrionali e flussi crescenti attesi invece dai confini meridionali. A partire dal 2025, la graduale eliminazione della capacità nucleare e a carbone nell'Europa continentale sottolinea la progressiva riduzione dell'energia importata, nell'ipotesi di un parziale raggiungimento degli obiettivi al 2030 da parte dei paesi europei.
Assumendo ipotesi di scenario completamente policy-driven, l'impatto delle dinamiche di switching tra carbone e gas sulle importazioni nette potrebbe essere più che compensato dal rapido sviluppo delle fonti rinnovabili, portando a dinamiche opposte per quanto riguarda lo scambio di energia ai confini settentrionali, con flussi importati superiori ai valori storici.
Le dinamiche relative alle importazioni nette includono il potenziale impatto derivante dal recente coupling con il mercato greco, come indicato da analisi dedicate.

Capacity Market e generazione termoelettrica
Nuove aste del Capacity Market (CM) italiano, mirate agli anni di consegna 2024-2025, sono previste entro la fine del 2021. Il livello di domanda di adeguatezza per i nuovi anni target dipenderà anche dal fatto che alcuni nuovi progetti selezionati nell'asta CM per l’anno di consegna 2023, ancora non autorizzati, riescano o meno a ottenere i permessi necessari entro le scadenze attualmente fissate (già prorogate più di una volta). Tra questi, i progetti che dovessero ottenere l'autorizzazione sarebbero tuttavia esposti al rischio di ritardi durante la fase di costruzione – una situazione che dovrebbe essere gestita in modo coerente e considerando i tempi supplementari che si sono resi necessari ad ottenere l'autorizzazione prima dell'inizio dei lavori di realizzazione. Ad ogni modo, l'esito delle aste CM 2022-2023 dovrebbe supportare l’entrata sul mercato di circa 6.4 GW (nominali) di nuova capacità installata. Tale capacità sarà sì funzionale al phase-out degli impianti a carbone situati sulla penisola entro il 2025 ma si ritiene che non sia sufficiente a garantire la piena adeguatezza del sistema in assenza di tali unità: perciò, le nuove aste del CM potrebbero incentivare lo sviluppo di nuova capacità di generazione fino a 4.3 GW (considerando anche 500 MW di capacità alimentata a GNL da mettere all'asta in Sardegna). La nuova capacità potrebbe essere concentrata principalmente nella zona Nord, dove si presume persista il bisogno maggiore di adeguatezza (la zona Nord rappresenta da sola oltre la metà della domanda italiana di energia elettrica). Si ritiene inoltre che tutti i nuovi progetti che parteciperanno alle aste sfrutteranno il buffer consentito dalle norme aggiornate (proposte) del meccanismo, che consente l’entrata in esercizio degli impianti con un anno di ritardo rispetto alla delivery prevista.
Si prevede che la nuova capacità possa avere un impatto rilevante sui mercati dell'elettricità, in particolare sul Mercato del Giorno Prima (MGP), dove il crescente livello di concorrenza potrebbe influire sulla sostenibilità economica degli impianti esistenti alimentati a gas. Di fatti, supponendo l’ingresso effettivo di 4.3 GW di capacità a gas di nuova generazione dopo le nuove aste CM, per le unità a gas esistenti potrebbero sorgere problemi di missing money nella seconda metà degli anni 2020, nonostante lo spazio di mercato (MGP) aggiuntivo generato dalla progressiva diminuzione dei flussi di importazione. Una potenziale estensione del meccanismo di remunerazione della capacità potrebbe far fronte al rischio mothballing ed evitare problemi di adeguatezza di generazione nel periodo 2025-2030.
Le dinamiche di switching tra carbone e gas e l'aumento progressivo dei costi logistici determinano il phase-out economico delle unità a carbone già nel breve termine. Il phase-out amministrato prevede in ogni caso l’eliminazione della capacità a carbone entro il 2025, ma si prevede possa portare alla chiusura effettiva degli impianti a carbone situati sulla penisola. La sostituzione delle unità a carbone sarde richiederebbe più tempo in quanto sarebbero necessarie adeguate infrastrutture gas ed elettriche. Per questo motivo, si prevede che la nuova capacità a gas (alimentata a GNL), che dovrebbe sostituire il carbone in Sardegna, possa diventare operativa solo all'inizio del prossimo decennio, quando si ritiene che il ramo Sicilia-Sardegna del Tyrrhenian Link e appropriate infrastrutture gas siano operative. In generale, la produzione alimentata a gas consolida la sua posizione nel breve e medio termine grazie alle favorevoli condizioni di switching col carbone, che influenzano anche al ribasso le importazioni nette di energia. Dopo il 2025, l'effetto positivo generato dai minori volumi in ingresso dall'estero è parzialmente controbilanciato dalla prevista accelerazione dello sviluppo rinnovabile, che potrebbe stressare le dinamiche competitive nel segmento della generazione elettrica a gas. Si prevede tuttavia che il gas naturale possa superare la quota del 90% del consumo di combustibili in Italia entro il 2024, trainato dalla progressiva sostituzione della capacità di carbone e di altri combustibili residuali. La tecnologia CCGT consolida il suo ruolo chiave nella la decarbonizzazione del settore elettrico.

Energie rinnovabili e sistemi di accumulo
La market parity per le fonti rinnovabili andrà consolidandosi nella ripresa post-pandemia, sostenuta dall'aumento dei prezzi di mercato, fortemente influenzati dalle quotazioni della CO2. Una potenziale accelerazione della capacità installata rinnovabile potrebbe essere possibile superando l'attuale lentezza burocratica legata ai processi di autorizzazione. Le promettenti prospettive sulle energie rinnovabili potrebbero essere guidate dalla diminuzione dei costi tecnologici e dalla diffusione delle best practice nei contratti PPA a sostegno degli investimenti merchant. L'obiettivo previsto dal PNIEC italiano (Piano Nazionale Integrato Energia e Clima), che prevede una quota di energia rinnovabile sul CIL (Consumo Interno Lordo di energia elettrica) pari al 55% nel 2030, potrà essere raggiunto solo attraverso una significativa accelerazione nella traiettoria di crescita della capacità installata rinnovabile nei prossimi anni. La revisione al rialzo degli obiettivi europei al 2030 guidata dal Green Deal richiederebbe inoltre un maggiore sforzo per il sistema energetico italiano, che potrebbe essere impegnato a raggiungere una copertura di energia rinnovabile sul CIL del 65% nell’arco dei prossimi dieci anni, a partire dall'attuale livello di circa il 38%.
La market parity per le tecnologie solari si consolida nel breve termine, trainata dall'andamento rialzista dei prezzi elettrici. La redditività dei progetti tracker dovrebbe superare in modo permanente quella delle tecnologie solari tradizionali a partire dal prossimo decennio. Nel breve termine, le condizioni di market parity migliorano fortemente anche per gli investimenti eolici (condizioni di piena market parity potrebbero essere raggiunte nell’arco di 2-3 anni), anche se i business plan dei progetti rimarranno fortemente influenzati dalle caratteristiche e dalla localizzazione dei progetti.
Le nuove regole del Capacity Market potrebbero enfatizzare le opportunità per i progetti rinnovabili inclusi in portafogli di asset di generazione tecnologicamente diversificati.
L’ammontare di overgeneration potrebbe diventare significativo nel lungo termine, a seguito dell'elevata penetrazione rinnovabile nel mix energetico. Lo sviluppo di tecnologie di accumulo potrebbe attenuare i controeffetti sui prezzi di mercato. Gli investimenti in accumuli elettrochimici di tipo power intensive potrebbero risultare in-the-money già nel medio termine, con flussi di ricavi derivanti principalmente dalla partecipazione al Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) e dalla fornitura di specifici servizi al TSO. Si prevede invece che gli investimenti in risorse di accumulo di tipo energy intensive diventino interessanti solo nel lungo termine, quando le applicazioni di load-shifting sul MGP dovrebbero diventare economicamente interessanti. Nel breve termine, potenziali opportunità di investimento in questo tipo di tecnologie potrebbero essere generate anche dalle prossime aste del Capacity Market.
Si prevede che le opportunità sul MGP per gli impianti idroelettrici a pompaggio aumentino di pari passo col livello di penetrazione rinnovabile non programmabile nel mix energetico.
La riforma del market design italiano, finalizzata a una revisione completa delle regole di dispacciamento per un'efficiente integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema, potrebbe favorire nuove opportunità per tecnologie innovative in grado fornire flessibilità al sistema.

Prezzi e marginalità
Le commodity e la diminuzione delle importazioni nette guideranno i prezzi elettrici fino al 2030. Nel lungo termine, i prezzi della CO2 dovrebbero diventare il principale fattore determinante dei prezzi dell'elettricità, nonostante la crescente quota di fonti rinnovabili e il maggior livello di concorrenzialità sul mercato. Si prevede che i CCGT esistenti rimarranno la tecnologia marginale nella maggior parte delle ore dell'anno, nonostante il maggior grado di competizione con le fonti rinnovabili. L'aumento della penetrazione solare influisce significativamente sui prezzi nelle ore centrali del giorno e amplifica i differenziali giornalieri di prezzo nel lungo termine, effetto solo parzialmente mitigato dallo sviluppo di unità di accumulo.
Nel lunghissimo termine, gli obiettivi di neutralità carbonica implicano un paradigma di mercato diverso, in cui l'evoluzione dei prezzi dell'elettricità e le dinamiche di mercato potrebbero cambiare molto rispetto ad oggi. Supponendo che il meccanismo di mercato MGP rimanga invariato, le strategie di offerta degli operatori potrebbero riflettere sempre di più il livello di LCOE delle nuove fonti marginali sul mercato – impianti rinnovabili abbinati a unità di accumulo energy intensive.
La nuova configurazione delle zone di mercato potrebbe mitigare le congestioni tra diverse zone nei prossimi anni, in particolare tra Sicilia e Calabria, ma la variabilità delle rinnovabili potrebbe influire sui futuri differenziali zonali di prezzo. Si prevede che un’effettiva convergenza dei prezzi zonali nell'orizzonte di medio e lungo termine possa essere raggiunta solo dopo il 2035.
La potenziale realizzazione di ulteriori rinforzi sull'interconnessione Sicilia-Calabria, recentemente introdotta nel Piano di Sviluppo della Rete 2021 pubblicato da Terna, potrebbe ridurre le congestioni tra le zone e incidere sulle dinamiche competitive siciliane, come osservato attraverso analisi dedicate.
Il livello di CSS (Clean Spark Spread) rimane strettamente connesso all'evoluzione della quota di mercato (MGP) dei CCGT esistenti: dopo l'effetto rialzista generato nel breve termine dallo switching tra carbone e gas, la nuova ondata di investimenti generata dalle aste CM dovrebbe amplificare le condizioni competitive sul mercato, spingendo la marginalità baseload verso lo zero.
L'effetto cannibalizzazione diventa evidente sui prezzi catturati dalle tecnologie solari nella seconda metà degli anni 2020, soprattutto nelle zone di mercato del sud Italia, caratterizzate da un'elevata penetrazione rinnovabile. La generazione eolica, meno concentrata della produzione solare durante le ore del giorno e maggiormente distribuita nel corso dell'anno, vede i prezzi catturati sostanzialmente allineati (o addirittura superiori) ai prezzi zonali baseload. I prezzi catturati per gli impianti mini-idroelettrici non programmabili risultano invece più sensibili alla distribuzione stagionale degli afflussi naturali che alla variabilità oraria.

Mercato dei servizi ancillari
Nel breve termine, il miglioramento delle condizioni di mercato sul MGP per la capacità termoelettrica alimentata a gas potrebbe tradursi in minori esigenze in termini di servizi di regolazione. L'uscita delle unità a carbone e la crescita delle fonti rinnovabili non programmabili dovrebbero comunque sostenere i volumi MSD nel medio nel lungo termine. Gli sviluppi della rete e gli investimenti in sistemi di accumulo potrebbero tuttavia contenere tale aumento.
Lo strike price del Capacity Market costituirà un limite ai prezzi MGP e, in particolare, ai prezzi relativi ai servizi a salire sul MSD, per le centrali elettriche coinvolte nel meccanismo, e potrebbe influenzare anche le strategie di offerta delle centrali non coinvolte.
Secondo il regolamento attualmente in vigore, il costo previsto dello sbilanciamento per centrali eoliche e solari dipende, per ciascun progetto specifico, dall'errore medio assoluto della previsione di produzione e dal livello di concordanza del segno di sbilanciamento con quello macro-zonale (della macro-zona di cui l'impianto fa parte).

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