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Scenari REF-E aggiornamento Luglio 2020

La gestione del rischio di mercato nella fase di recupero dopo la pandemia COVID-19 apre a scenari e sfide di dimensioni senza precedenti.
Lo scenario che stiamo presentando risulta essere da un lato ottimista riguardo agli effetti delle misure per il rilancio dall’altro prudente considerando le incertezze ancora in corso. Rispetto alle proiezioni elaborate ad aprile, l'attuale aggiornamento degli studi di mercato si concentra sulle possibili dinamiche di mercato nel breve-medio termine, in stretta connessione con la traiettoria della ripresa economica, mentre vengono applicati solo piccoli aggiustamenti alle tendenze attese a lungo termine.

  • 2020-2021: nonostante la lenta ripresa e il recupero delle materie prime, i prezzi dell'elettricità sono sostenuti da quote di mercato CCGT relativamente elevate.
    • La rinnovata attenzione per la ricostruzione degli obiettivi di decarbonizzazione, supportata da un diverso equilibrio dei prezzi delle materie prime, potrebbe portare a una rivoluzione nel mercato dell'energia.
    • In Italia, il PIL non tornerà ai livelli del primo trimestre, realizzando un valore medio annuo per il 2020 compreso tra -11% e -14% a seconda delle previsioni e degli scenari più o meno negativi sul ritorno del COVID-19 nell’autunno.
    • La potenziale traiettoria di recupero della domanda elettrica, strettamente correlata all’andamento del rimbalzo economico, potrebbe determinare un ritorno ai livelli pre-crisi dei consumi finali solo nel 2022.
    • Il crollo delle materie prime è stato accentuato dai recenti trend. Il rischio principale per il settore energetico risiede nei prezzi permanentemente bassi di CO2, qualora la Market Stability Reform si rivelasse insufficiente a sostenere il mercato.
    • Un graduale recupero della domanda di gas naturale, guidato da condizioni favorevoli per la produzione termoelettrica alimentata a gas e dalle temperature invernali previste nella media storica dovrebbe consentire un conseguente recupero dei prezzi. Il CSS è sostenuto da una quota di mercato CCGT relativamente elevata in un contesto di progressiva ripresa della domanda, di switching nel merit order dal carbone al gas e dalle importazioni che potrebbero subire riduzioni legate sia alla dinamica dei prezzi sia al rinvio della manutenzione delle centrali nucleari in Francia.
    • L'elevata quota della generazione rinnovabile sulla domanda elettrica aumenta l’importanza dei servizi di riserva e di bilanciamento.
    • Gli investimenti in energia rinnovabile, che fino allo scorso anno hanno visto condizioni di market parity ancora in fase di consolidamento, potrebbero rallentare durante la fase di recupero del mercato post COVID-19 a causa sia di un rischio di mercato più elevato. Tuttavia, questo effetto potrebbe essere limitato da un'adeguata strutturazione del finanziamento con PPA.
    • Grazie al mantenimento di minimi prezzi di mercato a livelli tali da sostenere la market parity del fotovoltaico, gli investimenti potrebbero accelerare durante la fase di recupero del mercato.
    • Il decreto Fer1 sembra essere lo strumento più interessante per sostenere nuovi progetti eolici nei prossimi due anni.
  • 2022-2025: Il Capacity Market e il progetto pilota relativo alla Fast Frequency Response porteranno nuova capacità termoelettrica e storage dal 2022, grazie ai quali si potrà arrivare al phase out del carbone nel 2025.
    • Nel 2022 e nel 2023 un'ondata di 6,4 GW di nuova capacità competitiva a gas entrerà nel mercato. Ciò permetterà al sistema il phase out amministrato della produzione di energia a carbone a partire dal 2025 (esclusa la Sardegna per motivi di sicurezza).
    • I CCGT esistenti possono continuare a compensare la perdita di marginalità sull'MGP partecipando a MSD.
    • In questo contesto lo storage diventa sostenibile dal 2023 per applicazioni power intensive, con un’esplicita remunerazione della capacità soggetta alla Fast Frequency Response introdotta dai progetti pilota di Terna.
    • Nei prossimi anni, gli equilibri di mercato potrebbero essere influenzati non solo dalle dinamiche strutturali, ma anche dalla riforma regolatoria del modello di mercato, mirata sia a un mercato del dispacciamento più efficiente (grazie alla riforma del TIDE) per garantire l'integrazione rinnovabile sia al raggiungimento dell’European Target Model.
  • 2025-2030: La competizione sul mercato dovrebbe essere elevata, anche se probabilmente attenuata dalle minori importazioni nette a causa del phase out programmato del nucleare nell'Europa continentale.
    • Il dimensionamento della generazione per garantire l'adeguatezza del sistema implica una crescente concorrenza dal lato dell'offerta sul mercato, soprattutto in caso di persistente debolezza nel recupero della domanda.
    • Dal 2025, la potenziale accelerazione della diffusione della capacità rinnovabile, grazie alle consolidate condizioni di market parity e alle procedure di autorizzazione efficienti, consentirà di raggiungere la copertura rinnovabile del 45% del consumo interno lordo (CIL) entro il 2030 (raggiungendo così l’82 % dell'obiettivo PNIEC nello scenario Reference).
    • Gli obiettivi PNIEC potrebbero essere pienamente raggiunti nello scenario Green Revolution, ipotizzando una riduzione più rapida dei costi rinnovabili e un’ETS più forte, mentre in quello Thermal Renaissance sarebbero difficilmente raggiunti (60% dell'obiettivo PNIEC) ipotizzando una persistente inefficienza delle procedure autorizzative e la mancanza di sviluppo di rafforzamento della rete per garantire l'integrazione rinnovabile.
  • 2030-2040: Le prospettive a lungo termine delle energie rinnovabili dall'anno 2030 in poi sono promettenti con tecnologie a basso costo e miglioramento delle best practices nello sfruttamento dei PPA a sostegno degli investimenti in market parity.
    • La riduzione dei costi di storage elettrochimico (CAPEX del 50% al di sotto dei livelli attuali nell'anno 2030) in caso di elevato rischio di overgeneration e effetto di cannibalizzazione sui capture prices del fotovoltaico favorisce lo storage energy intensive come mitigante di questo rischio e garantisce la piena integrazione delle energie rinnovabili nel sistema.
    • Lo sviluppo delle infrastrutture di rete più impegnative (Tyrrenian Link, HVDC CN-CS e il cavo Elmed recentemente approvato con il sistema tunisino), sebbene ancora incerto, contribuirebbe a rimuovere le congestioni zonali e ridurre i costi di sicurezza del sistema.
    • Un ciclo di vita più lungo per i CCGT esistenti, i nuovi CCGT ad alta efficienza come retrofit degli impianti esistenti e lo sviluppo di peaker risultano l'opzione più probabile per garantire l'adeguatezza del sistema nel lungo termine.

Lo scenario Elfo++ è fruibile anche tramite Web App!


Gli scenari REF-E sono studi di mercato completi, elaborati quadrimestralmente, che prospettano l’evoluzione del mercato elettrico italiano con orizzonte al 2040. La documentazione che li accompagna mette il lettore nelle condizioni di approfondire le assunzioni metodologiche e la conoscenza dei principali risultati presentati. In particolare, gli scenari evidenziano:

  • i prezzi dei combustibili
  • la domanda di energia elettrica
  • lo sviluppo della rete di trasmissione
  • la capacità di produzione da fonti rinnovabili
  • la generazione termoelettrica
  • la strategia di mercato
  • la sicurezza e adeguatezza del sistema
Gli scenari REF-E nascono dalla conoscenza profonda e accurata delle esigenze di visione strategica di chi opera sui mercati energetici, sono prodotti informativi ricchi, dettagliati e solidi, in grado di rispondere in modo completo ed efficiente alle esigenze di chi li utilizza.

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