Modelli

Scenari REF-E

Home  » Modelli  » Scenari REF-E

Scenari REF-E aggiornamento Novembre 2020

Nonostante i tempi della ripresa post-COVID-19 siano ancora incerti, pianificare efficacemente l'utilizzo dei fondi per la ricostruzione dell'Unione europea potrebbe portare a un percorso di crescita sostenibile in linea con gli obiettivi di riduzione delle emissioni. I segnali di ripresa a breve-medio termine della domanda, dei prezzi e degli investimenti rappresenterebbero il primo e necessario passo in questa direzione. Ci aspettiamo un risultato complessivamente positivo dalle misure di emergenza messe in atto per rilanciare l'economia, con questo studio incentrato principalmente sulle dinamiche di mercato a breve e medio termine strettamente correlate alla traiettoria di ripresa economica, mentre i nostri trend nel lungo termine sono rimasti stabili rispetto all'aggiornamento precedente.

  • In Italia, nonostante l'attuale nuovo peggioramento dell'allerta sanitaria, la recessione ha raggiunto il suo picco nel secondo trimestre del 2020. Tuttavia, esiste ancora un rischio non trascurabile di una seconda ondata pandemica e le relative misure di contenimento che aggravano il declino economico, con un potenziale impatto negativo sulla ripresa del prossimo anno.
  • La prevista normalizzazione delle attività economiche e degli spostamenti sostiene la domanda internazionale di petrolio. La ripresa dell'economia cinese è un fattore chiave per le materie prime e i combustibili fossili, i prezzi del gas e del carbone, influenzando di conseguenza gli indici di riferimento europei.
  • Le variazioni della domanda asiatica sono anche fondamentali per determinare i flussi europei di GNL in entrata, insieme al tasso di crescita della nuova capacità di liquefazione, che è stato influenzato negativamente dal forte calo dei prezzi del 2019 e del 2020. Una riduzione della disponibilità di GNL in Europa, combinata con la prevista ripresa della domanda di gas (possibilmente rafforzata da una condizione coal-to-gas switching ancora favorevole nel settore elettrico), sostiene prospettive positive a breve termine sui prezzi del gas.
  • Il prezzo della CO2 è in ripresa, dopo i segnali incoraggianti dell'estate scorsa da parte dell'economia e la decisione della Commissione europea di innalzare l'obiettivo di decarbonizzazione per il 2030 ad almeno il 55%, con un potenziale rafforzamento del ruolo dell’ETS come motore chiave della transizione energetica.
  • La transizione della capacità di generazione verso tecnologie a basse emissioni di carbonio prosegue nel prossimo decennio, con fonti rinnovabili e CCGT ad alta efficienza che sostituiscono gradualmente la produzione a carbone e fanno fronte ad una prevista diminuzione dei flussi netti di importazioni dall'Europa centrale.
  • L'elettrificazione e l'efficienza dei consumi finali guidano la traiettoria a lungo termine della domanda di elettricità, con la dipendenza della decarbonizzazione economica dall'elettrificazione dei consumi e dall'intensità elettrica che dovrebbe diminuire, in linea con le maggiori prestazioni di efficienza elettrica. Lo sviluppo di applicazioni a idrogeno per la decarbonizzazione dei processi industriali, ancora in fase esplorativa, potrebbe influenzare significativamente la tendenza della domanda a lungo termine.
  • L'import netto potrebbe diminuire nel breve termine a causa di fattori contingenti. A partire dal 2025, l'evoluzione del mix energetico europeo avrà un impatto significativo sulle dinamiche transfrontaliere.
  • La produzione alimentata a gas consolida la sua posizione a breve/medio termine grazie alle favorevoli condizioni di coal-to-gas switching e alla riduzione dell'energia importata. Dopo il 2025, sarà però messa in discussione dalla potenziale accelerazione dello sviluppo delle energie rinnovabili. Il Capacity Market supporta l'eliminazione graduale del carbone a partire dal 2025. Tuttavia, dopo il 2030, saranno necessari nuovi CCGT – previsti come retrofit degli impianti esistenti - e investimenti in impianti peaker per garantire l'adeguatezza del sistema a lungo termine.
  • La market parity del solare, messa a dura prova dalle straordinarie condizioni di mercato nel 2020, si consolida durante la fase di ripresa post-pandemia. Al risolversi dell'attuale situazione di stallo delle procedure di autorizzazione, si accelererebbe la nuova diffusione della capacità rinnovabile. Le prospettive delle energie rinnovabili sono infatti promettenti, con una diminuzione dei costi tecnologici e migliori pratiche nello sfruttamento del potenziale dei PPA a sostegno degli investimenti merchant.
  • Gli investimenti in stoccaggi elettrochimici power intensive potrebbero diventare in-the-money nel medio termine: i flussi di ricavi derivano dalla partecipazione al mercato dei servizi ancillari – e dalla fornitura di servizi ancillari specifici al TSO – e potrebbero essere sostenuti dalla nuova regolazione del mercato del dispacciamento che sarà introdotta dalla riforma TIDE. Le attività di stoccaggio energy intensive guadagneranno quote di mercato nel lungo termine, quando l'applicazione time-shifting potrebbe diventare economicamente interessante su MGP.
  • Fino al 2025, il trend al rialzo del PUN è trainato principalmente dalla ripresa del mercato delle materie prime. A partire dal 2025, l'effetto combinato di un aumento del prezzo dell'ETS - che sostiene la decarbonizzazione - e dell'aumento della competitività del mercato porta alla stabilità dei prezzi dell'elettricità.
  • Il perimetro delle nuove zone di mercato potrebbe mitigare le congestioni sistematiche tra le zone nei prossimi anni, soprattutto tra Sicilia e Calabria, ma la variabilità delle rinnovabili potrebbe avere un impatto sui futuri differenziali di prezzo. La progressiva convergenza dei prezzi zonali nell'orizzonte di medio/lungo termine sarà raggiunta attraverso la realizzazione di rinforzi di rete come previsto da Terna.
  • La penetrazione del fotovoltaico tracker potrebbe limitare lo spread tra i prezzi di mercato nelle ore centrali e il picco serale nel lungo termine, a causa di un sistematico effetto di cannibalizzazione solare che riduce lo spazio di mercato per l'attività dello storage.
  • I volumi nel mercato dei servizi ancillari, potrebbero diminuire nei prossimi anni guidati dai fondamentali e dalla nuova configurazione zonale. La crescita delle energie rinnovabili non programmabili aumenterà i requisiti di sicurezza nel medio/lungo termine. I servizi ausiliari potrebbero essere forniti sia da tecnologie innovative, come lo stoccaggio elettrochimico, sia da unità alimentate a gas.

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.

Contattaci per saperne di più.