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Scenari REF-E aggiornamento Marzo 2021

La ripresa del Pil italiano post-pandemia è avviata, con la domanda di energia elettrica quasi tornata ai livelli pre-crisi che supporta la resilienza dell'economia reale. Una pianificazione efficiente degli enormi fondi dell'Unione Europea per la ricostruzione potrebbe portare a un percorso di crescita sostenibile in linea con gli obiettivi di riduzione delle emissioni. L'andamento del mercato a breve e medio termine sarà guidato dalla ripresa economica e dalle dinamiche del mercato delle commodity, mentre nuove aste del Capacity Market capacità potrebbero essere necessarie per sostenere la transizione energetica preservando le condizioni di adeguatezza del sistema nell'orizzonte di lungo periodo. Dipendentemente dall’ammontare di nuova capacità entrante sul mercato, questo potrebbe avere impatti significativi sulle dinamiche concorrenziali del Mercato del Giorno Prima.

  • La seconda ondata della pandemia ha ritardato il percorso di ripresa, pesando sul potenziale di crescita dell'economia italiana del 2021. La resilienza del settore industriale ha però limitato il calo del PIL del quarto trimestre 2020 e l'economia è ora tornata su un percorso di crescita. La gestione da parte del governo degli oltre 200 miliardi di euro di fondi europei (PNRR) sarà fondamentale per permettere all’economia di uscire dalla crisi. Un'efficace pianificazione finanziaria sosterrebbe un rimbalzo del PIL italiano a livelli pre-pandemia entro il 2023 e getterebbe le basi per una crescita più sostenuta in futuro. Il calo delle materie prime e dei prezzi dell'energia ha trascinato a zero l'indice medio italiano dei prezzi al consumo per l'anno 2020: la ripresa del settore energetico sarà fondamentale per sostenere l'inflazione. La ripresa economica dovrebbe portare la domanda di elettricità a livelli pre-pandemia nei prossimi anni. L'elettrificazione e l'efficienza dei consumi finali guidano la traiettoria di evoluzione di lungo termine della domanda elettrica.
  • Il riaffermato ruolo di leader dell’Arabia Saudita all’interno dell'OPEC Plus rende il mercato del petrolio supply-driven e lascia propendere a un sostegno dei prezzi nel breve termine, mentre nei prossimi anni si prevede un progressivo passaggio verso un riequilibrio strutturale del mercato. I tagli di produzione sono infatti considerati difficilmente sostenibili nel medio termine, soprattutto per paesi le cui economie sono ancora ampiamente alimentate dai proventi provenienti dalla vendita di greggio. Nonostante una maggiore attenzione ai cambiamenti climatici, si prevede che la domanda cinese di carbone continui a crescere nel breve-medio termine, sostenendo i prezzi e influenzando di conseguenza l'indice europeo di riferimento API2.
  • Gli operatori stanno acquistando permessi di CO2 non solo per coprire le emissioni di anidride carbonica, ma anche a fini speculativi. La percezione è che l'impegno preso dalla Commissione Europea verso il raggiungimento dei nuovi obiettivi di decarbonizzazione al 2030 possa sostenere i prezzi e dare vita a un percorso di crescita stabile delle quotazioni.
  • I ritardi accumulati nei nuovi investimenti possono avere un impatto a medio termine sul mercato del GNL, con la combinazione di una nuova decelerazione della crescita della capacità di liquefazione e una ripresa della crescita della domanda che potrebbe causare scarsità nei periodi invernali e conseguentemente spingere al rialzo i prezzi. Il recupero della domanda gas supporta l'aumento delle quotazioni a medio termine all’hub TTF e, di conseguenza, al PSV. Anche le dinamiche globali del GNL avranno un ruolo chiave nel guidare i prezzi del gas in Europa. Il ritmo di recupero dei prezzi del PSV consente condizioni favorevoli di switching tra carbone e gas nel breve termine, con l'aumento dei prezzi della CO2 che contribuisce ad anticipare il phase-out economico della capacità a carbone.
  • La variazione del mix di importazioni di gas naturale, con il progressivo aumento degli arrivi alle frontiere sud italiane (TAP e nord Africa in particolare) guida la nostra ipotesi di una graduale chiusura del differenziale di prezzo PSV-TTF.
  • La riduzione dei costi delle tecnologie rinnovabili e l'efficienza dei segnali di mercato potrebbero portare al raggiungimento degli obiettivi PNIEC entro il 2030, compensando procedure di autorizzazione inadeguate, problemi regolatori e/o elevati rischi di mercato, che possono limitare gli investimenti in fonti rinnovabili.
  • Le condizioni di switching nell'ordine di merito del comparto termoelettrico in Europa contengono l'evoluzione dei flussi netti di importazione nel breve e medio termine. A partire dal 2025, la graduale eliminazione della capacità nucleare e a carbone nell'Europa continentale potrebbe portare a una progressiva riduzione dell'energia importata, ipotizzando un parziale raggiungimento degli obiettivi del 2030 in materia di energie rinnovabili da parte dei paesi europei. La produzione da impianti alimentati a gas naturale consolida la sua posizione nel breve/medio termine, ma dopo il 2025 la sua leadership potrà sarà messa in discussione dalla potenziale accelerazione dello sviluppo delle energie rinnovabili. Le forti dinamiche di switching dal carbone al gas potranno anticipare il phase-out economico della capacità a carbone nei prossimi anni, prima ancora che il phase-out amministrato porti a chiudere definitivamente almeno gli impianti a carbone sulla penisola a fine 2025. Le unità a carbone sarde saranno ancora necessarie per garantire la sicurezza del sistema isolano fino a quando sull'isola non saranno realizzate adeguate infrastrutture elettriche e gas.
  • L'impatto potenziale derivante da nuove aste del Capacity Market (CM) sui mercati dell'elettricità è ancora piuttosto incerto e dipenderà dall’ammontare di nuova capacità approvvigionata. I rischi per i nuovi progetti selezionati nella prima serie di aste tenutesi nel 2019 sono principalmente legati agli ostacoli autorizzativi e ai ritardi nella fase di costruzione che potrebbero rendere impossibile rispettare le deadline stabilite dal meccanismo. I risultati delle aste tenute per gli anni di consegna 2022-2023 dovrebbero tradursi in quasi 6,4 GW di capacità installata aggiuntiva che entreranno progressivamente nel mercato nei prossimi anni.
  • L'obiettivo di energia rinnovabile previsto dal PNIEC italiano (Piano Nazionale Integrato Energia e Clima) – 55% del CIL (consumo interno lordo – di energia elettrica) nel 2030 - potrebbe essere raggiunto solo attraverso una significativa svolta a livello di realizzazione di nuova capacità installata rinnovabile nei prossimi anni. Inoltre, la revisione al rialzo a livello europeo degli obiettivi per il 2030 potrebbe richiedere uno sforzo ancora maggiore per il sistema energetico italiano, che potrebbe essere impegnato a raggiungere un rapporto rinnovabili/CIL del 65% rispetto all'attuale livello di circa il 38%.
  • La market parity per le rinnovabili, messa a repentaglio dalle straordinarie condizioni di mercato nel 2020, si consolida durante la fase di ripresa post-pandemia. La risoluzione dell'attuale situazione di stallo delle procedure autorizzative darebbe una spinta allo sviluppo di nuova capacità rinnovabile. Le condizioni di mercato per progetti fotovoltaici diventano promettenti già a partire dal 2021, grazie all'andamento rialzista dei prezzi guidato dalle commodity. L’overgeneration rinnovabile potrebbe diventare significativa nel lungo termine, a seguito dell'elevata penetrazione di eolico e fotovoltaico nel mix energetico. Lo sviluppo di tecnologie di storage potrebbe attenuare i controeffetti del mercato.
  • Gli investimenti in storage di tipo elettrochimico per applicazioni power intensive potrebbero diventare attrattivi già nel medio termine: i flussi di entrate deriverebbero principalmente dalla partecipazione al Mercato dei Servizi Ancillari e dalla fornitura di servizi specifici al TSO, e potrebbero essere sostenuti dalla nuova regolamentazione del mercato che sarà introdotta dalla riforma del TIDE. Lo storage di tipo energy intensive diventerà interessante nel lungo termine, quando l’alta penetrazione rinnovabile aprirà opportunità per operazioni di time-shifting sul Mercato del Giorno Prima.
  • Inoltre, 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 che contribuiscano in generale alla flessibilità del sistema.
  • La forte tendenza al rialzo delle commodity e le dinamiche a livello di importazioni guideranno l'aumento dei prezzi dell'elettricità fino al 2025. Nel medio-lungo termine, il PUN dovrebbe stabilizzarsi, sostenuto dal prezzo dell'ETS, nonostante la crescente competitività introdotta dalle fonti rinnovabili. L'aumento della penetrazione solare influirà in modo significativo sui prezzi nelle ore centrali della giornata, aumentando i differenziali di prezzo infra-giornalieri nel lungo termine.
  • Il nuovo perimetro delle 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 potrà essere raggiunta comunque solo nel lungo termine.
  • Il livello del Clean Spark Spread è strettamente connesso all'evoluzione della quota di mercato dei CCGT: dopo l'effetto rialzista nel breve termine derivante dallo switching favorevole tra carbone e gas, la potenziale nuova ondata di investimenti portati dalle aste Capacity Market potrebbe incrementare fortemente la competitività del mercato, amplificando potenziali problemi di missing-money il rischio di mothballing per parte dei CCGT esistenti.
  • L'effetto di cannibalizzazione diventa evidente sui prezzi catturati del solare dopo il 2025, soprattutto nelle zone di mercato con un'elevata penetrazione rinnovabile. L'effetto di cannibalizzazione subito dalla tecnologia fotovoltaica tracker è più contenuto. L'implementazione di risorse di storage energy intensive sarà fondamentale per limitare il calo dei prezzi catturati nel lungo termine.
  • I volumi sul Mercato dei Servizi Ancillari (MSD) potrebbero diminuire nei prossimi anni guidati dalle dinamiche di mercato e dalla nuova configurazione zonale. La crescita delle fonti rinnovabili non programmabili e il phase-out del carbone potrebbero favorire l’aumento dei requisiti di riserva nel medio e lungo termine. I servizi ancillari potranno essere forniti sia da tecnologie innovative, come lo stoccaggio elettrochimico, sia da unità alimentate a gas. La risoluzione delle congestioni della rete e la penetrazione dello storage sono tra i principali driver delle future dinamiche del MSD.

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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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