Mercato elettrico italiano: prezzi e outlook | Gabriele Martinelli, LSEG

Grazie mille Alfredo per l'introduzione. Eeeh, abbiamo poco tempo, quindi iniziamo subito a, a vedere un po'. Eeeh, la presentazione è strutturata in tre parti. La prima parte, come ha detto Alfredo, un po' di consuntivo su quest'anno, su quest'estate specialmente, un po' di outlook e alla fine un focus maggiore sul, sull'Italia. Allora, eh, iniziamo subito a dire siamo in un momento molto-- siamo in un momento storico perché il gas ha raggiunto i 100 € ieri, proprio 100 € a megawattora ieri. Eh, questa è la curva forward, è lo spot per quest'anno, la curva forward per Italia, Francia e Germania, insieme alla curva backwardata del gas, come è stato detto stamattina. Quindi queste sono cose note. E, eeeh, le pra-prati-- i-i-in particolare quest'anno ci ha lasciato una serie di spunti: un, un, un crudo molto freddo, soprattutto in Germania, come è stato detto stamattina, eeeh, la guerra con l'Iran iniziata a marzo e poi un'estate molto calda, sia dal punto di vista meteorologico che dal punto di vista geopolitico. E quindi con questo aumento dei prezzi del gas che da 30, 40 € sono arrivati a 100 € ieri. Eeehm, niente. Quindi dal punto di vista weather l'estate è stata particolare, è stata l'estate più calda negli ultimi 40 anni. Q3 è stato, eh, quello con la deviazione da normale di 3, 4 gradi, non solo in Italia, in Spagna, ma anche soprattutto in Francia, in Germania, quindi tutta l'Europa continentale, molto, molto calda. Eeeh, la particolarità è stata che in realtà la temperatura non è mai scesa. C'è stato un record a giugno, luglio, agosto e settembre, quindi tutti e quattro i mesi sono superiori a-ai mesi, eh, non solo da normale, ma ai mesi, eh, degli altri, eh, de-degli anni recenti. Quindi questa è stata un po' la particolarità. E questo ha avuto conseguenze sia sulla domanda che sulla supply. Quindi di nuovo molto velocemente. La domanda ha reagito in modo molto importante sia in Germania che soprattutto in Francia e in Italia, quindi con una domanda in crescita anno su anno e estate su estate. Quindi è il primo anno in cui abbiamo in tutti i Paesi europei maggiori una crescita anno su anno e una crescita estate su estate. La domanda generale europea rimane ancora sot-sommessa rispetto agli anni pre Energy Crisis, con alcune eccezioni, e l'Italia fa queste eccezioni. Quindi l'Italia è già ai livelli pre Energy Crisis. Quindi noi pensiamo che l'Italia chiuda l'anno con 285 TWh, che è in linea con la media degli anni, degli anni '18-22, quindi quelli prima della guerra in Ucraina. Eeeh, lato domanda sempre, l'altra cosa notevole è che quest'anno in Spagna e in Germania abbiamo avuto una domanda residua vicina allo zero nelle ore solari di picco. Questa è l'evoluzione negli ultimi-- solo negli ultimi tre anni, quindi da 15 giga si è passati a 10, a 5 e a 0 quest'anno. Questa è la media, la linea rossa è la media dell'estate. Domanda residua. In Italia non siamo ancora a questi livelli, come è stato detto, siamo ancora a un 12, 15 giga di media, su-- 15 giga di media, e questo tiene il gas a margine nelle ore, nelle ore, anche nelle ore estive, a, a livello di Italia, poi con molte differenze zonali che sono state menzionate. Però diciamo che la differenza è abbastanza evidente. Siamo a 15 giga qua e a 0 in Germania e in Spagna, quindi con un, un impatto di prezzi negativi molto superiore. L'impatto che questo ha avuto sulla generazione gas è notevole perché un'estate così calda, con una domanda power in crescita, ha portato in Italia a una generazione termoelettrica per quest'anno 10%, 12% superiore all'anno scorso, quindi anno su anno un +10%. L'altra cosa notevole sono gli spread orari, quindi uno spread orario medio quest'estate in Italia di 100€ fra le ore solari e le ore di picco serale. E soprattutto se guardiamo la generazione termica europea rispetto al 23, quindi non 1000 anni fa, solo tre anni fa, la curva era molto più piatta. Quest'anno abbiamo avuto 50 giga di differenza di termoelettrico fra le ore solari e le ore di, e le ore di picco. Questo lato domanda eee lato gas. Eeeh, la cosa è stata esacerbata da una situazione idro particolarmente negativa. Erano 10 anni che in Europa non avevamo una situazione idro così negativa. Perché questo? Perché, come vedete dal grafico, in diversi momenti dell'anno, sia i paesi nordici che le Alpi, che l'area del Danubio che l'area spagnola sono andate sotto la normale. Quindi è stato un po', diciamo, un-un-un-un'escalation. Sono iniziati i paesi nordici nei primi mesi dell'anno, poi le Alpi in Q2, Danubio in Q3 e adesso le Alpi peggioramento di nuovo in Q4. Quindi abbiamo avuto un, un hydro balance al, al momento peggiore quasi 70 TWh sotto la normale. E questo cosa mi porta? Mi, mi porta una, una generazione idro, una delle più basse nel Nord Europa. E lo stesso per l'Italia e per l'Austria. Per l'Italia, in particolare, noi ci aspettiamo una generazione idro che è circa la metà di quella di due anni fa, ok? Due anni fa era stato un po', un po', ehm, un-un anno estremo dall'altro lato, però diciamo che un dimezzamento in due anni, stiamo parlando di 25 TWh invece che 50, diciamo che ha segnato particolarmente questa, questa estate. Lato supply non si nomina mai abbastanza i, gli outages related, eh, related con questa, eh, con quest'ondata di calore. Quindi qui abbiamo gli outages italiani e francesi negli ultimi-- nei mesi estivi, nei quattro mesi estivi, dovuti solo a motivi environmental. Quindi se tu prendi tutta la curva, tutta la curva dei remit data e vai a, a, vai, grazie all'AI per fortuna, vai a escludere le normali manutenzioni, vai a focalizzarti solo sui dati che dicono: manutenzione per via o indisponibilità per via di fattori climatici. Questo ha raggiunto picchi che non abbiamo mai visto. Quindi in Francia, nel momento peggiore, quindi a metà agosto, 12 giga di nucleare francese era fuori uso solo per motivi climatici. On top delle normali manutenzioni che ci sono sempre d'estate, quindi ha portato il consuntivo francese a un picco di 34 giga, quindi metà dell'installato, sostanzialmente, ok? Quindi questa grossa indisponibilità nel nucleare francese proprio per motivi climatici. Quindi si pensa sempre alla domanda, ma in realtà la supply, la parte di supply è stata ugualmente impattata quest'estate. E forse abbiamo imparato una lezione, perché questa era una cosa che l'anno prima, gli anni prima non avevamo mai visto in questi-- a questi livelli. Quindi d'ora in poi i nostri modelli, i vostri modelli, dovranno tenere conto di, ehm, di quello che è successo quest'anno. Cosa ha portato? Beh, allora, eh, se facciamo, eh... Dal punto di vista del prezzo, se facciamo un, un plot semplice domanda residua contro prezzo day ahead, questo è il Q2 '25 in Italia, questo è il Q3-- Q2 '26 in Italia. Cosa si vede? Vabbè, si vede uno spostamento verso l'alto, ovviamente dovuto al prezzo del gas molto più alto. Ma quello che si vede anche sono questi punti. Sono questi punti che esulano dal normale rapporto fra gas e prezzo, quindi fra gas e CMCN e prezzo, dovuti al fatto che la risposta di alcuni operatori è una risposta di tipo, come si diceva stamattina, come diceva Tobias Federico stamattina, una risposta dovuta ad altri criteri, a criteri di scarsità, flessibilità, demand response mechanism. Quindi sono, sono operatori energivori che decidono di spegnere la loro, la loro operatività, che rispondono a questi prezzi estremi, eeeh, offrendo bid che rispondono in, in questa maniera. Questa cosa, by the way, sta succedendo in questi giorni. Questo è un grafico del, del prezzo in Germania in questi giorni. Abbiamo prezzi a 600€ a megawattora che esulano dal normale short run marginal cost delle centrali termoelettriche e vanno a indicarmi problemi di altro tipo. Quindi è una cosa proprio-- questa è la nostra stima per settimana prossima. In Germania, eh, siamo in un momento di alta pressione, come sapete, e quindi siamo, siamo veramente-- stiamo veramente parlando di questo tema. A cosa è dovuto questo? È dovuto al fatto che, che chiaramente il base load si sta restringendo, dovuto al fatto della decarbonizzazione in Europa. Abbiamo perso in Europa, come Europa, 10 paesi principali europei, un 20% di base load, soprattutto carbone e lignite, negli ultimi quin-- 10 anni. Sono in 10 anni un 20%, in 5 anni un 10%. Quindi chiaramente, chiaramente il sistema è molto più responsive nel momento in cui vengono a mancare le rinnovabili, quindi nelle ore in cui vengono a mancare le rinnovabili, proprio perché le batterie non sono ancora in grado di coprire, di coprire i picchi. Questo porta quest'anno per la prima volta ci aspettiamo un, un, un carbon intensity, una carbon emission da settore power in Europa in crescita anno su anno. Questo non era mai successo negli ultimi tre anni. È successo proprio per via di queste congiunture: hydro scarso, eeeh, problemi a supply e demand e domanda elevata. Quindi ci aspettiamo 25 milioni di tonnellate di CO2 in più dell'anno scorso dal settore power e l'Italia non è esente da questa dinamica. Quindi i 10 TWh in più di termoelettrico, eh, si riflettono in una crescita di carbon emission. Tutto questo è il contesto in cui ci troviamo. Cosa ci aspettiamo per quanto riguarda la generazione di gas e i costi di generazione per questo inverno? Allora, eeeh, questi sono i prezzi di questo inverno: gas, carbone e lignite rispetto a dashed, le curva-- dashed è la curva dell'anno scorso. Abbiamo prezzi circa al doppio dell'anno scorso, quindi short run marginal cost di centrali a gas. Qui c'è TTF, ma dietro ci potrebbe essere anche un PSV, eh, italiano, non sarebbe così diverso. In questo momento gli hub sono abbastanza, sono abbastanza allineati. Quindi abbiamo prezzi che sono circa il doppio di quelli dell'anno scorso, dell'inverno scorso, come media, e sono in media superiori a quelli dell'inverno '22-23. Perché noi ci ricordiamo sempre l'ottobre, novembre, dicembre '22-23, che erano molto alti, però gennaio, febbraio, marzo '23 sono stati molto più bassi. Quindi come media annuale, 200 € a megawattora di prezzo, stiamo parlando di 56% CCGT, siamo in realtà già superiori all'inverno '22-23, come, come, come prezzi. Questo cosa porta? Allora, nei Paesi che possono permettersi ancora un po' di gas to coal switching, eh, osserviamo gas to coal switching ormai quasi, quasi al limite. Quindi in realtà noi ci aspettiamo sull'Europa una generazione, eh, una generazione gas un 15% rispetto all'anno scorso, quindi il 15% in meno rispetto all'anno scorso. Sull'Italia ci aspettiamo sostanzialmente una generazione gas identica all'anno scorso, proprio per via di tutte queste cose menzionate finora. L'Italia non può più fare switching, non può, non può rivolgersi ad altre fonti, eh, non può massimizzare gli import proprio per via del fatto che gli altri Paesi stanno soffrendo la stessa situazione. Quindi in Italia ci aspettiamo una generazione stabile, in Europa una generazione in calo, eh, proprio per via di questi prezzi, di prezzi, pre-prezzi estremi. Questo cosa porta? Questo porta il fatto che l'Italia, l'Italian Gas for Power Generation vale il 30% rispetto ai Paesi, a-agli cosiddetti EU8, quindi gli otto più grandi Paesi europei. Questa, questa percentuale cresce di molto quest'anno rispetto all'inverno scorso, proprio perché altri Paesi hanno avuto la possibilità con questi prezzi alti del gas di switchare. L'Italia non lo, non lo può, non lo riesce a fare e quindi l-la, l-il gas for power italiano è di interesse non solo per noi operatori italiani, ma in generale è molto seguito a livello europeo, proprio perché l'Italia da sola vale il 30% del gas for power europeo in questo momento, in un contesto di prezzi alti. Cioè l'Italia deve bruciare gas, gli altri Paesi s-- quando possono lo stanno evitando. E come detto, questa cosa in realtà, i diversi Paesi hanno hub prices leggermente diversi. Qui ho elencato i cinque principali, i cinque principali, ma non così diversi in questo momento. Quindi questa cosa non si spiega con la differenza nei prezzi nei vari gas hub, si spiega proprio per via di dinamiche, dinamiche europee interne. Questa era la nostra, eh... I nostri colleghi del gas team avevano fatto un gas outlook alla fine di no- di settembre, in cui avevano indicato come scenario centrale un prezzo 90-100 € a megawattora. All'epoca si era sotto gli 80. Questa cosa si è avverata in questi giorni già perché lo stretto di Hormuz è rimasto chiuso. Ehm, avevano già indicato, già all'epoca, che in caso di prolonged Hormuz closure, quindi questa cosa, come si è discusso stamattina, i prezzi andranno fra i 100 e i 150. Quindi un rischio bullish, un rischio bullish che diventa un tail risk in caso di inverno freddo, ok? Quindi questa era la nostra matrice che avevamo messo a settembre sulle nostre slide. Questo si è puntualmente avverato e non si, non sappiamo ancora se andremo in questa direzione. Eh, le nostre simulazioni, in ogni caso, da qui in poi, sono simulazioni con la curva di prezzi forward di oggi, quindi con la curva di prezzi forward senza assumere questo rischio tail, quindi usando la curva forward, eeeh, PSV e TTF che ho presentato, che ho presentato prima. Cosa è successo, eh, al CAL27 e al Q127 negli ultimi-- nelle ultime due settimane? Allora, sono successe una serie di dinamiche molto interessanti che voglio discutere con voi. Allora, se vediamo la curva gas SRMC 50% è continuata a salire. La curva italiana da metà ottobre, da inizio ottobre in realtà, ha iniziato a rallentare. La curva francese ha iniziato a accelerare. Quindi abbiamo avuto in realtà due dinamiche completamente opposte. E adesso nelle prossime slide cercherò di andare a motivare queste, queste diverse, questo diverso comportamento dei diversi, dei diversi contratti. Praticamente se lo vediamo in termini, in termini di clean spark, il clean spark italiano, che era sostanzialmente stabile, è andato a decelerare, quindi è andato a scendere. Il clean spark francese è rimasto costante, quando in una situazione di prezzi di gas in aumento dovrebbe crollare. Perché questo? Per via di dinamiche molto diverse. Allora, sull'Italia, sull'Italia sono iniziati a vociferare, qui, iniziato a vociferare queste, queste, queste voci sul gas cap, che poi si sono andate a solidificare nelle ultime due settimane. E quindi proprio per questo, eh, diciamo che l-lo, lo, il, il clean spark italiano ha iniziato a scendere sul 27, mentre come vedete sul 28 non c'è nessuna conseguenza, sul 28 si comporta assolutamente in modo normale. Eh, il clean spark è rimasto costante. Sulla Francia l'opposto, l'opposto, perché i rischi di un inverno freddo hanno iniziato a pesare molto di più. I rischi di un, un-- i rischi nucleari che abbiamo visto quest'estate hanno iniziato a vociferarsi anche per l'estate prossima. E quindi se vedete i diversi, i diversi contra-- le evoluzioni dei diversi contratti, questo qui è un Q1, Q2, Q3, Q4, 27. Soprattutto il Cuno francese e il Q3 francese sono saliti quasi in parallelo con l'aumento del gas. Questo è-è nonsensical, se volete, perché sappiamo che in Francia le ore di picco del gas, dominate dal gas, con il gas a margine, sono poco più del 50% a livello, a livello di cal, quindi sono 55-60%. Quindi questo comportamento non avrebbe senso in condizioni normali. Come vedete infatti sul 28 si comporta molto più normalmente, sale circa la metà di quanto è salito il gas. Sul 27 però ci sono queste dinamiche di un tight CAL27 francese che, ehm, che ha fatto preoccupare gli operatori. Mentre sull'Italia quello che, quello che è successo è appunto queste voci sul gas cap che discuteremo nelle prossime slide. Il risultato di questo è che se prendiamo lo spread CAL27 meno CAL28, Italia e Francia al momento convergono. Questa è una cosa abbastanza, abbastanza inusuale, totalmente inusuale, perché di solito lo spread è-è elevato. Lo spread in realtà è andato, è andato a convergere nelle ultime settimane proprio per via di queste dinamiche, non sul 28 che segue la normale backwardation del gas, ma sul 27. Quindi queste sono dinamiche che per gli operatori sono molto, molto interessanti da seguire. L'outlook nostro in questo momento è leggermente bearish sulle Germania e Francia, proprio dovuto a questo rischio gas che chiaramente il mercato prezza e con un modello fondamentale non riusciamo, non riusciamo a catturare in maniera adeguata. Sull'Italia, adesso vedremo nelle prossime slide, siamo leggermente bullish proprio per via del fatto che non abbiamo incorporato gli effetti del decreto bollette nel nostro scenario di base. Ma adesso ne parliamo più in dettaglio. Allora, cos'è il decreto bollette? Il decreto bollette è un meccanismo che mira a fare un cap del gas price pagato dai termoelettrico italiano a un prezzo fra 55 e 65, è uscito questo 59 che noi useremo qua. E, eh, la motivazione è supportare l'industria italiana senza invertire i flussi, quindi senza fare leakage negli altri Paesi. Il cap è stabilito sulla base del delta negli ultimi due anni fra Italia e Francia, Austria e Slovenia. Il cap quindi è la media di questi, del 24 e 25, quindi questa linea blu, a cui è applicato un coefficiente 56%. Io qui faccio riferimento al decreto, a-al PDF uscito da Arera, eh, che appunto sappiamo è sotto modifiche, sappiamo è sotto modifiche, però è l'unica, è l'ultima informazione disponibile agli operatori. Ehm, qui sc-- simuliamo tre scenari, quindi uno è un cap basato su questa, questa linea arancione che mi dice che il cap in realtà d'inverno non può superare i 7-8€. Ma perché? Perché d'inverno la Francia è molto più vicina all'Italia, proprio per via del fatto che la Francia ha una domanda elettrica molto elevata durante l'inverno, proprio per via del fatto che il riscaldamento è elettrico. Quindi avere un cap più, un gap più alto dei 10€ d'inverno mi invertirebbe i flussi. Mentre d'estate posso permettermi un gap anche di 15, 20€ senza invertire i flussi. Eeeh, quindi il risultato è questa curva blu, quindi partendo da un PSV base, questo è un-- una simulazione di martedì, quindi con un PSV ancora sotto i 100, attorno a 95, mi viene una curva blu di PSV, ok? Quindi con un gap attorno appunto agli 8€ qua e un gap leggermente superiore in questa zona. Comparato con un 59€ flat che riteniamo uno scenario poco realistico, perché quello sì che invertirebbe i flussi. Qual è il risultato in termini di prezzo? E riteniamo che sia realistico proprio perché la curva forward già sta prezzando questa, questa ipotesi che io chiamo 6.3 opzione A, quindi questo decreto bollette 6.3 opzione A. In realtà, l-la stima che noi abbiamo è una stima che vale attorno ai 15€. Quindi una stima che vale attorno a 15€ annuale, 15€ Cuno e circa a decrescere nei, nei quarter successivi. Mentre un 59 flat avrebbe un impatto devastante in Cuno, avrebbe un impatto fino a 50€ in Cuno e un impatto medio di 27€. Quindi chiaramente dal punto di vista di gas fire generation stiamo parlando di 1 terawattora circa di elettrico al quarter, quindi un totale di 5 terawattora elettrico, quindi dai 110 ai 115 terawattora. Quindi non una cosa devastante in realtà come, come impatto. E come impatto sugli altri Paesi, in realtà, questa opzione blu, che è l'opzione 6.3A o 6.3B, in realtà mi inverte i flussi molto poco. Quindi si è discusso stamattina cosa vuol dire limitato. Limitato vuol dire questo, vuol dire che inverte i flussi un 10% in più dell'attuale, non un 70% in più. Eh, l'altra parte è che il gas consumato in più in Italia verrebbe un po' offsettato dagli altri Paesi. Eh, so che per motivi di tempo dobbiamo, dobbiamo chiudere, eeeh, quindi... Vuoi fare velocemente questa parte? Oppure magari vediamo se c'è qualche domanda che può essere, se c'è qualche domanda dal pubblico su questo. No? Allora fai velocemente, magari chiudiamo su questa parte che può essere... Questa parte è stata coperta abbondantemente dalle, dalle slide precedenti, quindi i target rinnovabili italiani, il motivo per cui sono target, target interessanti, capture prices, capture rates italiani solari molto superiori a quelli degli altri Paesi. Chiaramente sul solare il contingente del FAIR X è rimasto a 10 giga, questo vuol dire che ci si aspetta un contributo forte anche da PPA o da merchant, perché appunto si ritiene che I, i prezzi italiani e il capture italiani siano, siano interessanti sufficien-- a sufficienza per il mercato da poter permettere investimenti, investimenti privati. Eeeh, l'altra cosa si era discusso il, il numero di ore di gas a margine. Noi vediamo un numero di ore di gas a margine in Italia costante attorno all'80% per l'intera decade. Quindi, eh, non vediamo sostanzialmente, sostanzialmente cambi. Eeeh, prezzi negativi, ultima slide. Eeeh, prezzi negativi, l'Italia molto me-- prezzi negativi attorno a zero, molto meno degli altri Paesi, quindi un 2% a maggio di quest'anno di prezzi sotto un euro a megawattora rispetto al 40% spagnolo. L'anno prossimo ci aspettiamo un po' di più, quindi valori fra il 5 e il 10% per le st-- per, per la primavera. Non di prezzi negativi, ma di prezzi vicini allo zero si intende, non di prezzi negativi, per quello è difficile. Però chiaramente siamo ancora decisamente al di sotto degli altri Paesi proprio per via di questo prezzo, da questa curva di prezzo normalizzato italiana che è molto più flat, pur essendo per noi italiani molto, molto-- è molto più flat rispetto ai Paesi confinanti. E con questo chiudo. Ehm, queste sono le conclusioni. Grazie mille per l'invito, ancora. Grazie mille Gabriele.