Lo scenario macroeconomico
La pandemia di COVID-19 ha innescato una grave crisi economica. L’OCSE, nell’aggiornamento di marzo 2021, ha riportato una caduta annuale del PIL nel 2020, a livello globale, pari al 3,4%; il PIL dell’Area Euro è invece risultato in diminuzione del 6,8% rispetto al 2019, con un ritorno ai livelli precrisi non atteso prima del 2022.
Per l’economia italiana, il calo del PIL nel 2020 è stato pari all’8,9% rispetto all’anno precedente. La Banca d’Italia prevede una crescita del PIL Italiano del 3,5% nel 2021 e un ritorno ai livelli pre-pandemia solo a partire dal 2024.
La spesa delle famiglie
La crisi economica in atto ha comportato una diminuzione del reddito disponibile delle famiglie, con ripercussioni sui consumi. Nel 2020 la spesa totale per i consumi delle famiglie è stata infatti inferiore dell’11% rispetto al 2019.
Il blocco dei licenziamenti ha mantenuto stabile il numero degli occupati con contratto di lavoro a tempo indeterminato, mentre il numero degli occupati con contratti a termine ha subito la contrazione maggiore. Nel complesso, a dicembre 2020, il numero degli occupati era inferiore del 2% rispetto all’anno precedente. Nonostante il calo degli occupati, a dicembre il tasso di disoccupazione per la popolazione compresa tra i 15 e i 64 anni (9%) è stato inferiore di 0,6 punti percentuali rispetto all’anno precedente; la popolazione inattiva ha infatti subito un incremento nell’arco dello stesso periodo (+3,6%).
Gli investimenti
Il clima di incertezza legato all’evoluzione della pandemia e la crisi economica hanno influito negativamente sulla fiducia delle imprese nel 2020, causando una riduzione significativa degli investimenti fissi lordi. Il valore degli investimenti relativo al 2020 risulta inferiore del 9% rispetto al livello del 2019.
Le esportazioni
Il valore dell’export italiano nel 2020 è stato inferiore del 10% rispetto all’anno precedente. La flessione si è concentrata nel primo semestre dell’anno, quando il valore dei beni esportati è risultato in calo del 16% rispetto allo stesso riferimento del 2019. Nonostante il recupero registrato nel terzo trimestre, la ripresa si è arrestata negli ultimi mesi dell’anno.
Le prospettive di ritorno ai livelli precedenti al 2020 restano fortemente influenzate dall’incertezza sull’evoluzione pandemica.
Il mercato petrolifero
Il 2020 ha visto un prezzo medio del Brent pari a 43,21 $/bbl, in ribasso del 33% rispetto al 2019, che si era consuntivato ad una media annuale di 64,2 $/bbl.
Nel 2020 si è verificato complessivamente un calo della domanda mondiale di petrolio pari a circa l’8% rispetto al 2019. La riduzione maggiore è stata registrata nel secondo trimestre (-15% rispetto al secondo trimestre 2019). La domanda del quarto trimestre, che in termini congiunturali ha recuperato 3 punti percentuali, risulta ancora inferiore (-4%) rispetto allo stesso periodo del 2019.
Il taglio alla produzione del 2020 deciso dai paesi OPEC Plus e la contestuale riduzione della produzione di shale oil americano hanno portato ad una riduzione complessiva dell’offerta mondiale di petrolio del 6% rispetto al 2019. Il quarto trimestre 2020 si è chiuso con un’offerta in calo del 5% rispetto a quella registrata nell’ultimo trimestre 2019.
Dinamiche prezzo Brent ($/bbl)
Fonte: elaborazione REF-E su dati Reuters
Il mercato dell’energia elettrica
Domanda e offerta
Nel 2020 la produzione netta di energia elettrica in Italia è stata pari a 273,11 TWh, in diminuzione del 3,8% rispetto al 2019. La richiesta di energia elettrica, pari a 302,80 TWh, è stata soddisfatta dalla produzione nazionale per l’89%, mentre per il restante 11% da quella importata dalle frontiere estere. La produzione termoelettrica nazionale, attestandosi su un volume di 175,38 TWh, ha rappresentato il 64% di quella netta nazionale, in diminuzione del 6,4% rispetto ai valori del 2019, sotto l’effetto principalmente del calo della domanda. La produzione da fonte idroelettrica è stata pari a 47,99 TWh (+0,8% rispetto al 2019), rappresentando il 18% di quella nazionale, mentre da fonte geotermica, eolica e fotovoltaica sono stati prodotti 49,74 TWh (+1% rispetto al 2019), il 18% dell’offerta nazionale.
Nel 2020 i consumi sono stati del 5,3% inferiori a quelli del 2019. Il Nord ha subito la riduzione più significativa della domanda (-6,2%), seguito dal Centro (-5,7%), dal Sud (-3,2%) e dalle Isole (-2,7%).
Domanda e offerta di energia elettrica cumulata (GWh e variazioni tendenziali)
| fino a 31/12/2020 |
fino a 31/12/2019 |
Var. % | |
| Domanda | 302.801 | 319.792 | -5,3% |
| Nord | 141.746 | 151.142 | -6,2% |
| Centro | 88.824 | 94.176 | -5,7% |
| Sud | 45.026 | 46.523 | -3,2% |
| Isole | 27.205 | 27.951 | -2,7% |
| Produzione netta | 273.108 | 283.950 | -3,8% |
| Idroelettrico | 47.990 | 47.590 | 0,8% |
| Termoelettrico | 175.376 | 187.317 | -6,4% |
| Geotermoelettrico | 5.646 | 5.689 | -0,7% |
| Eolico e fotovoltaico | 44.096 | 43.354 | 1,7% |
| Consumo Pompaggi | -2.557 | -2.469 | 3,6% |
| Saldo estero | 32.250 | 38.311 | -15,8% |
Fonte: Terna
Prezzi Mercato del Giorno Prima (MGP)
Nel 2020, il PUN si è attestato ad un valore medio di 38,9 €/MWh, in diminuzione del 25,7% rispetto al 2019. La flessione del PUN rispetto all’anno precedente è stata particolarmente significativa nel primo semestre dell’anno, con un calo tendenziale massimo nei mesi di aprile (53,5%) e maggio (-57,0%). Il valore medio mensile del PUN è stato maggiore rispetto al 2019 solo negli ultimi due mesi dell’anno.
Dinamiche prezzo medio di acquisto su MGP (PUN) (€/MWh)
Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME
Il calo delle quotazioni su base annuale ha coinvolto tutti i prezzi zonali, con un’incidenza massima per la Sicilia (-26,4%) e minima per la zona Sud (-23,4%). Nonostante la forte riduzione, il prezzo medio annuo della Sicilia si è confermato il più elevato, mentre il prezzo elettrico inferiore è stato quello relativo alla zona nord, in media più basso del PUN di 1,12 €/MWh. Nel 2020, il differenziale tra prezzi medi zonali (8,4 €/MWh) ha subito una contrazione rispetto al 2019 (quando si attestava a 11,9 €/MWh).
Dinamiche prezzi zonali italiani 2020 (€/MWh)
Fonte: elaborazioni REF-E su dati GME
Andamenti delle principali borse europee
Il prezzo medio per le borse elettriche europee nel 2020 (calcolato prendendo in considerazione la media aritmetica del risultati di mercato in Germania, Francia e Spagna) è stato di 32,2 €/MWh, in riduzione del 23% rispetto al 2019. Il differenziale con il PUN è stato di 6,7 €/MWh, mentre nell’anno precedente si era attestato a 10,7 €/MWh. Si può notare come solo nell’ultimo trimestre del 2020 i prezzi sono risultati mediamente più alti rispetto allo stesso periodo del 2019 (+3%).
Dinamiche prezzi elettrici europei (€/MWh)
Fonte: elaborazioni REF-E su dati Borse Europee
Future del PUN Baseload su EEX
Nella tabella successiva vengono riportate le quotazioni dei future trattate nell’ultimo trimestre del 2020, che segnalano aspettative di rialzo dei prezzi dell’energia elettrica sull’European Energy Exchange. Infatti, per gli strumenti di acquisto a termine riferiti alla consegna nel mese di gennaio sono state registrate variazioni al rialzo tra inizio e fine trimestre; anche quelli con scadenza nei prossimi trimestri (Q1 21, Q2 21 e Q3 21) hanno registrato un aumento, rispettivamente di 5,9 €/MWh, 4,5 €/MWh e 3,7 €/MWh. L’annuale Calendar-21 ha seguito lo stesso andamento, portandosi dai 47,9 €/MWh di ottobre ai 52,5 €/MWh di dicembre.
| ott-20 Futures | nov-20 Futures | dic-20 Futures | |||
| mensili | €/MWh | mensili | €/MWh | mensili | €/MWh |
| nov-20 | 43,2 | dic-20 | 45,6 | gen-21 | 54,3 |
| dic-20 | 46,5 | gen-21 | 45,3 | feb-21 | 56,5 |
| gen-21 | 47,1 | feb-21 | 48,3 | mar-21 | 57,3 |
| trimestrali | trimestrali | trimestrali | |||
| Q1 21 | 48,8 | Q1 21 | 48,0 | Q1 21 | 54,7 |
| Q2 21 | 43,3 | Q2 21 | 43,1 | Q2 21 | 47,8 |
| Q3 21 | 48,7 | Q3 21 | 48,7 | Q3 21 | 52,3 |
| annuali | annuali | annuali | |||
| Y1 21 | 47,9 | Y1 21 | 47,7 | Y1 21 | 52,5 |
Fonte: Reuters su dati EEX
Il mercato del gas naturale
Domanda e offerta
I consumi di gas nel 2020 sono diminuiti del 4,2% rispetto al 2019, attestandosi a 70,7 miliardi di metri cubi (lo scorso anno ammontavano a circa 73,8 miliardi). Il calo significativo dei consumi si è verificato durante il primo semestre del 2020 a seguito della diffusione della pandemia e delle relative misure di contenimento. Le temperature invernali, in linea con la media stagionale, unitamente alla parziale ripresa economica in particolare nel terzo trimestre, hanno permesso alla domanda di far registrare un leggero recupero nell’ultima parte dell’anno.
Impieghi e fonti di gas naturale nel 2020 e confronto con gli anni precedenti
| GAS PRELEVATO (Mld mc)* | 2020 | 2019 | 2018 | Var % 2020 vs 2019 |
Var % 2019 vs 2018 |
| Usi industriali | 13,2 | 14,0 | 14,3 | -5,7% | -2,0% |
| Usi termoelettrici | 24,2 | 25,8 | 23,3 | -6,1% | 10,5% |
| Impianti di distribuzione | 31,3 | 31,7 | 32,3 | -1,0% | -2,1% |
| Rete terzi e consumi di sistema / line pack | 1,9 | 2,3 | 2,3 | -17,9% | -0,6% |
| Totale prelevato | 70,7 | 73,8 | 72,3 | -4,2% | 2,0% |
*Valori cumulati al 31 dicembre 2020
Fonte: elaborazioni REF-E su dati SRG
| GAS IMMESSO (Mld mc)* | 2020 | 2019 | 2018 | Var % 2020 vs 2019 |
Var % 2019 vs 2018 |
| Importazioni | 65,9 | 70,6 | 67,4 | -6,8% | 4,8% |
| Produzione nazionale | 3,8 | 4,5 | 5,1 | -14,9% | -11,9% |
| Stoccaggi | 0,9 | -1,4 | -0,3 | (**) | (**) |
| Totale immesso (inclusi stoccaggi) | 70,7 | 73,8 | 72,3 | -4,2% | 2,0% |
| Capacità massima | 145,7 | 137,6 | 135,9 | ||
| Load factor | 45,2% | 51,3% | 49,6% |
*Valori cumulati al 31 dicembre 2020, il valore degli stoccaggi indica la movimentazione netta
**Variazione superiore al 100%
Fonte: elaborazioni REF-E su dati SRG
I settori che hanno subito la riduzione più significativa sono stati quello industriale (-5,7%) e quello termoelettrico (-6,1%), principalmente per gli effetti economici delle misure per il contenimento della pandemia. Risultano leggermente in negativo anche i consumi di gas del settore residenziale (-1,0%).
Per quanto riguarda l’offerta, nel 2020 le importazioni totali sono state del 6,8% inferiori a quelle del 2019 (pari a 65,9 miliardi/mc, contro i 70,6 miliardi del 2019), mentre la produzione nazionale è ulteriormente scesa del 14,9% rispetto al 2019 (per un totale di 3.8 miliardi/mc di gas prodotto).
Sempre in merito alle esportazioni, di seguito viene riportata la situazione generale dei punti di entrata nazionale connessi con l’estero:
- i flussi in ingresso dalla Russia presso l’entry point di Tarvisio (28,2 miliardi/mc) confermano ancora una volta la centralità del gas russo via pipeline nel bilancio complessivo italiano (43% del mercato nazionale);
- la riduzione della produzione norvegese, unitamente ad una fitta programmazione delle manutenzioni dei gasdotti di Transitgas, ha determinato la diminuzione delle importazioni dal Nord Europa, che si sono attestate a 8,5 miliardi/mc (-22% rispetto al 2019);
- l’approvvigionamento di gas si è concentrato anche nelle aree del Mediterraneo, con un aumento dei flussi in arrivo dall’Algeria presso Mazara del Vallo del (+18% rispetto al 2019, per 12,0 miliardi /mc);
- le importazioni di GNL sono rimaste alte anche nel 2020 (12,6 miliardi/mc), senza raggiungere tuttavia il record del 2019 (14,0 miliardi/mc).
Importazioni per punto d'entrata sul totale* (Valori %)
*Valori cumulati al 31 dicembre 2020
Fonte: elaborazione REF-E su dati SRG
Prezzi ingrosso gas
Nella prima parte del 2020 è proseguita la tendenza ribassista dei prezzi all’ingrosso del gas naturale europeo e globale in atto dalla fine del 2018. Nella seconda parte dell’anno si è invece assistito ad un recupero piuttosto significativo.
La flessione dei primi due trimestri, imputabile alla domanda asiatica (cinese in particolare), ad un surplus di offerta anche dal lato degli stoccaggi ed alla diminuzione del prezzo del Brent, è stata superata dalla tendenza rialzista nella seconda parte dell’anno, legata principalmente a:
- recupero della domanda asiatica e conseguente graduale recupero delle attività economiche globali;
- problematiche relative all’offerta, specialmente di GNL: manutenzioni, interruzioni e previsioni di un inverno più freddo della norma nell’emisfero nord Asiatico, fronteggiate dall’offerta americana lasciando scoperto il fabbisogno europeo;
- l’avvio di una stagione invernale con temperature a tratti inferiori alla norma.
Il prezzo medio spot al TTF olandese per il 2020 si è attestato a 9,4 €/MWh, in calo del 32,4% rispetto ai 13,9 €/MWh del 2019. Riguardo al PSV, il prezzo medio spot segna un -37% rispetto alle quote 2019, attestandosi a 10,4 €/MWh e dimostrando ancora una volta come l’hub italiano continui a rimanere un mercato a premio rispetto quelli nord-europei, con un differenziale medio PSV-TTF di 1 €/MWh (in diminuzione, tuttavia, di oltre il 60% rispetto all’anno scorso).
La c.d. “componente CMEM”, intesa a riflettere il costo di approvvigionamento del gas nel prezzo al mercato tutelato e definita dall’ARERA sulla base delle quotazioni forward del TTF, è risultata in aumento con una media pari a 12,93 €/MWh.
Nel 2020 i prezzi alla frontiera, ancora in parte oil-linked, hanno seguito la generale tendenza ribassista e si sono assestati su un livello medio europeo di 9,9 €/MWh, in calo di quasi il 40% rispetto al 2019. La media dei prezzi italiani alla frontiera è risultata inferiore alla media europea, assestandosi sugli 11,2 €/MWh.
Prezzi all'ingrosso in Europa (€/MWh)
Ultimo dato 31 dicembre 20
Fonte: elaborazioni REF-E su dati WGI - ARERA - Alba Soluzioni