I cicli economici globali possono impattare significativamente le attività del Gruppo a causa dei loro effetti diretti sui tassi di crescita del PIL nazionale dei Paesi di presenza. Negli ultimi anni, la stabilità dell’Eurozona è stata influenzata da diversi eventi negativi, come la crisi pandemica COVID-19, che ha portato a significative interruzioni delle catene di approvvigionamento e a restrizioni delle attività economiche, e il più recente conflitto militare tra Russia e Ucraina. Poiché le economie dell’Eurozona sono tra le più esposte a causa della loro vicinanza geografica all’area del conflitto e della loro forte dipendenza dalle importazioni di gas dalla Russia, sono state fortemente impattate sia in termini di rallentamento della crescita del PIL sia in termini di elevati livelli d’inflazione. Questi ultimi sono stati inizialmente innescati dall’aumento esponenziale dei prezzi dell’energia e delle materie prime. Successivamente, il passaggio dei maggiori costi dei fattori produttivi delle imprese sui prezzi dei beni industriali non energetici ha generato dinamiche inflazionistiche persistenti che rappresentano tutt’oggi un fattore di rischio che richiede un attento monitoraggio. L’incremento dell’inflazione sta infatti erodendo il potere d’acquisto delle famiglie e pesando sulla produzione industriale. In risposta a tali pressioni inflattive, la Banca Centrale Europea (così come la maggior parte delle banche centrali delle economie avanzate ed emergenti) ha condotto una politica monetaria restrittiva che, se più consistente e prolungata, potrebbe avere impatti significativi sull’attività economica e sulla stabilità finanziaria dell’Eurozona.
Il 2023 sarà un anno nuovamente contrassegnato dall’evoluzione delle vicende legate al conflitto militare tra Russia e Ucraina, con effetti diretti sulla stabilità geopolitica e sociale su scala globale. Il contesto mondiale è coinvolto e condizionato dall’evoluzione del conflitto militare, che tuttora sta causando gravi conseguenze sociali ed economiche per i Paesi direttamente o indirettamente coinvolti. Sono aumentate le tensioni tra Paesi nel corso degli ultimi mesi, acuite dal fatto che il conflitto Russia-Ucraina non sembra ancora chiudersi, come anche da altre partite in Asia e in altri parti del mondo.
Sul fronte del commercio permangono sistemi sanzionatori sul commercio internazionale che influenzano gli accordi commerciali tra Paesi e le politiche industriali in varie regioni: eventuali nuove introduzioni di ulteriori dazi doganali o restrizioni alle esportazioni potrebbero ulteriormente aggravare l’attuale contesto macroeconomico e rendere più incerto il quadro geopolitico.
I principali rischi per quanto riguarda le commodity energetiche sono in primo luogo da ricercarsi nella riduzione dell’offerta di gas in Europa. A causa, infatti, dell'inasprimento dei rapporti con la Russia, tutte le altre vie di approvvigionamento per l’Europa diventano ancor più strategiche, ed eventuali discontinuità inasprirebbero ulteriormente le aspettative sui prezzi del gas. Tale rialzo coinvolgerebbe anche gli indici del carbone e i prezzi dell’energia elettrica, variabili fortemente correlate all’andamento del gas. Ulteriore fattore di incertezza è dato dal possibile incremento della domanda di gas cinese, che potrebbe attirare le forniture di GNL oggi vendute in Europa. La ripresa della produzione cinese potrebbe avere ripercussioni anche sul mercato del petrolio, seppur attenuate dall’eventuale contrattualizzazione dei volumi incrementali direttamente dalla Russia.
L’attuale contesto geopolitico continuerà a influenzare anche la domanda del comparto dei metalli industriali, che risentono delle prospettive di rallentamento della crescita economica globale e delle prolungate tensioni politiche e militari. In particolare, in Cina, nonostante le aspettative di nuovo slancio alla domanda in seguito alle riaperture post-COVID, la ripresa della domanda nel 2023 sarà lenta e irregolare, e dipenderà molto dall’effetto degli stimoli governativi; nel settore delle costruzioni, nello specifico, ci si aspetta un’inflessione positiva della domanda solo a partire dalla seconda metà dell’anno. Per quanto riguarda i metalli legati alle tecnologie rinnovabili, quali per esempio i metalli per le batterie e il polisilicio, il contesto attuale continua a presentare incertezze sulla gestione delle catene di approvvigionamento cinesi e globali, che continueranno a influenzare i prezzi nel prossimo futuro. Rinnovate tensioni sono attese anche sui metalli più energy-intensive, quali alluminio e acciaio, che rimarranno fortemente legati all’andamento dei mercati energetici e alle sottostanti dinamiche geopolitiche.

Il contesto macroeconomico mondiale nel 2022 è stato caratterizzato da un generalizzato rallentamento dell’economia reale con una crescita stimata del PIL mondiale di circa il 3% su base annuale, a seguito di una netta ripresa post-crisi pandemica di circa il 6% che aveva contraddistinto l’anno precedente. Livelli elevati d’inflazione hanno impattato rapidamente e in modo inatteso le economie globali, e hanno costretto le banche centrali ad adottare prontamente politiche monetarie restrittive esacerbando le condizioni dei mercati finanziari. Le elevate pressioni inflattive su scala globale sono state causate sia dalle pressioni lato domanda generate dalle precedenti misure accomodanti delle banche centrali per supportare la ripresa durante la crisi pandemica, sia dalle significative distorsioni a livello di catene di approvvigionamento che hanno ridotto l’offerta di beni. Inoltre, il conflitto militare tra Russia e Ucraina, e la derivante incertezza su scala globale, ha impattato significativamente il mercato energetico, delle materie prime e dei beni alimentari, con ripercussioni dirette sui prezzi dei beni di consumo finale, esacerbando comunque le conseguenze più evidenti in ambito energetico nel continente europeo, direttamente coinvolto dalle forniture di gas altalenanti e conseguenti aspettative degli operatori di mercato.
Negli Stati Uniti, la forte domanda interna generata dalla resilienza del mercato del lavoro e da elevati livelli salariali, unitamente al rincaro della componente energetica e dei beni alimentari, ha portato l’inflazione su base annuale verso valori record in incremento dell’8%, valori che non si registravano dal 1981. Per fronteggiare le insostenibili pressione inflattive, la Federal Reserve ha reagito implementando una politica monetaria restrittiva attraverso numerosi e rapidi rialzi dei tassi di interesse. Tuttavia, tali dinamiche inflattive, accompagnate da condizioni finanziarie restrittive, hanno gravato sull’andamento del PIL statunitense facendo registrare un tasso di crescita del 2,1% su base annuale. Nell’Eurozona, il contesto macroeconomico ha differito in modo sostanziale tra il primo e il secondo trimestre, registrando un tasso di crescita del PIL stimato del 3,3% su base annuale.
Nei primi sei mesi, infatti, si è assistito a una ripresa economica al di sopra delle aspettative supportata da una decisa ripresa dei consumi e degli investimenti privati, in risposta al rilassamento delle restrizioni imposte durante la crisi pandemica. Nel semestre successivo, con l’insorgere dell’elevata incertezza derivante dal conflitto militare tra Russia e Ucraina e dell’aumento repentino dei prezzi energetici, le economie europee hanno registrato un significativo rallentamento. L’Eurozona ha subíto impatti più significativi derivanti dal conflitto armato rispetto agli Stati Uniti data la sua maggiore vicinanza geografica e forte dipendenza dal gas russo. Quest’ultimo fattore ha contribuito in modo elevato nel generare maggiore incertezza nei mercati energetici europei. Infine, date le crescenti pressioni inflattive (l’inflazione annuale si è attesta all’8,4% su base annuale), dopo più di una decade di tassi di interesse prossimi allo zero, anche la Banca Centrale Europea ha deciso di adottare una rapida politica monetaria restrittiva basata su un rialzo persistente dei propri tassi di riferimento. Ciò ha portato a un deterioramento delle condizioni finanziarie dei mercati.
In America Latina, il primo semestre ha registrato una significativa ripresa della domanda privata dei consumi per beni e servizi, supportata da un recupero del mercato del lavoro e dall’ingente supporto fiscale fornito dai Governi in risposta alla crisi pandemica. Nel secondo semestre, contrariamente, il contesto macroeconomico è stato caratterizzato da politiche monetarie restrittive delle banche centrali nazionali che hanno raffreddato la ripresa economica. Le economie dell’America Latina hanno difatti assistito a un rapido ed elevato aumento dei prezzi internazionali delle materie prime energetiche e agricole scaturito principalmente dal conflitto militare tra Russia e Ucraina. In Brasile, la ripresa economica nel 2022 ha registrato un tasso di crescita del PIL maggiore delle attese, stimato del 3% su base annuale, spinto da una robusta domanda interna supportata dai significativi trasferimenti sociali elargiti dal Governo e da un miglioramento delle dinamiche del mercato del lavoro. Tuttavia, gli ultimi trimestri dell’anno hanno fatto registrare crescenti pressioni inflattive (l’inflazione ha registrato un tasso di crescita del 9,3% su base annuale) indotte da un aumento generalizzato delle materie prime e dei beni alimentari, forzando la banca centrale a una repentina serie di manovre monetarie restrittive, che si ripercuotono negativamente sulle prospettive di crescita per l’anno in corso. Inoltre, il possibile dietro front nella continuità della politica economica del precedente Governo Bolsonaro da parte del neoeletto presidente Lula e il ritardo nell’approvazione delle riforme strutturali, unitamente all’intensificarsi delle proteste sociali, pongono incertezze sull’effettiva velocità di ripresa nel breve periodo e la solidità fiscale e le potenzialità di crescita economica nel lungo termine. In Cile, la crescita economica nel 2022 è stata più moderata, attestandosi al 2,8% su base annuale, dopo un forte incremento del 11,9% registrato nell’anno precedente. Nel 2022, infatti, il Governo cileno non ha riconfermato molte delle generose misure fiscali implementate lo scorso anno che hanno permesso all’economia di performare oltre il suo potenziale. Inoltre, le crescenti pressioni inflattive, con l’inflazione annuale attestatasi all’11,6%, seguite da un peggioramento delle condizioni finanziarie locali e globali, hanno influito negativamente su consumi e investimenti privati. In Colombia, l’economia reale ha confermato una sostanziale ripresa con un tasso di crescita del PIL stimato al 7,8%, dopo il 10,7% registrato nell’anno precedente. Tuttavia, l’elevata resilienza dei consumi e investimenti privati ha dovuto fronteggiare, specialmente nel secondo semestre, un aumento generalizzato dei prezzi, con l’inflazione annuale attestatasi al 10,2%. Per l’economia peruviana, le crescenti pressioni inflattive scaturite dall’aumento dei beni agricoli ed energetici (il tasso d’inflazione annuale si è attestato al 7,9%), le più restrittive condizioni monetarie condotte dalla banca centrale e la forte incertezza politica legata all’agenda del presidente Castillo (sostituito a dicembre dalla prima presidente donna del Perù, Boluarte) hanno contribuito a una decelerazione della crescita reale del Paese, con un tasso di crescita del PIL atteso al 2,9% su base annuale. In Argentina, dopo un forte rimbalzo dell’economia reale nel 2021, il PIL ha registrato un aumento stimato del 5,4%. L’accordo con il Fondo Monetario Internazionale ha ridotto diverse incertezze intorno alle politiche macroeconomiche di breve termine. Tuttavia, l’inflazione in costante aumento durante l’anno, 70,7% su base annuale, e il divario tra il tasso di cambio ufficiale e il tasso di cambio parallelo hanno profondamento pesato sui consumi, sugli investimenti privati e sull’attrattività estera del Paese.

Nel 2022 il mercato del gas europeo ha registrato un elevata volatilità, determinata dallo scoppio del conflitto russo-ucraino e dal conseguente inasprirsi dei rapporti tra Unione Europea e Russia. In media il riferimento TTF è cresciuto di oltre il 160% rispetto al 2021, a causa dell’incertezza sui flussi provenienti dalla Russia, che si sono via via assottigliati durante il corso dell’anno, fino alla chiusura a inizio settembre di North Stream 1, principale pipeline che serviva il mercato europeo. Durante l’anno sono stati raggiunti veri e propri massimi storici (oltre 300 €/MWh nel mese di agosto). L’Unione Europea, per fronteggiare questa crisi, ha introdotto una serie di azioni, tra cui soglie minime di riempimento degli stoccaggi e cap al prezzo del gas. In particolare, il raggiungimento di alte percentuali di stoccaggi (superiori al 90%) prima della stagione invernale, unita a temperature miti nei mesi di novembre e dicembre, ha determinato una forte riduzione dei prezzi del gas europeo negli ultimi mesi del 2022. Il rialzo dei prezzi del gas, unito a diversi bottleneck lungo la catena del valore, ha determinato a sua volta l’incremento dei prezzi del carbone, che nel 2022 hanno raggiunto una media di 290 $/t. Gli elevati prezzi del gas hanno infatti reso più conveniente la generazione a carbone, incrementandone il consumo.

Nella prima parte del 2022 il mercato petrolifero ha registrato una marcata crescita dei propri indici, dovuta all’ottimismo per la ripresa dell’attività economica, in un contesto in cui l’offerta sembrava crescere a rilento rispetto alla domanda. Durante il primo semestre 2022 il prezzo del Brent, riferimento per il petrolio europeo, ha ripetutamente superato i 120 $/bbl, registrando un valore medio di 104 $/bbl. A partire dal mese di luglio si è osservata invece una controtendenza degli indici di prezzo, che hanno incominciato a diminuire a causa della minore domanda, dovuta al rallentamento dell’attività economica. In media nel 2022 il prezzo del Brent si è attestato a circa 99 $/bbl, registrando un aumento del 39% rispetto al 2021.

In aumento anche le quotazioni dell’ETS CO₂, cresciuto di oltre il 50% rispetto all’anno precedente, nonostante il rallentamento dell’attività economica nel quarto trimestre abbia influito negativamente sull’indice. In generale, nonostante alcune incertezze sul futuro regolatorio di questa commodity, nel 2022 l’Unione Europea ha confermato che L’ETS è principale strumento di policy a disposizione nella lotta al cambiamento climatico. Questo di fatto ha reso la commodity molto resiliente agli shock di mercato, come già osservato negli anni precedenti.
Come accaduto nel 2021, anche il 2022 per il comparto dei metalli è stato un anno caratterizzato da una forte volatilità, sebbene con dinamiche chiaramente differenti. La prima metà dell’anno, con lo scoppio del conflitto tra Russia e Ucraina, è stato caratterizzato da forti rialzi dei prezzi e spike improvvisi, principalmente per metalli quali alluminio e Nichel, trainati dai timori di possibili criticità lato fornitura e da una generale tensione sui mercati delle materie prime. Nella seconda metà dell’anno, invece, a dominare è stato il timore per le prospettive di crescita nel breve periodo.
La Cina è stata protagonista anche nel 2022 nel condizionare gli equilibri dei mercati energetici e delle materie prime. Nei primi mesi dell’anno a dominare sono state le criticità lato supply chain, con i blocchi dei porti cinesi, sia in ingresso sia in uscita, causati dal perdurare dei problemi di gestione del COVID, che hanno spinto a livelli record i prezzi dei container e delle spedizioni internazionali, pesando con essi sui prezzi dei metalli. A seguito dell’allentamento delle criticità logistiche, sono stati i timori di rallentamento della crescita a pesare sulla domanda e quindi sui prezzi, anche per il gigante asiatico, con difficoltà riscontrate in particolare dal comparto delle costruzioni.
Il rame, per la propria natura di metallo molto correlato con l’andamento dell’attività economica, può rappresentare un esempio eccellente per descrivere le due differenti dinamiche di prezzo alle quali abbiamo assistito nel 2022. I prezzi del metallo rosso, infatti, si sono mantenuti a livelli storicamente molto elevati fino a giugno, con una media dei primi cinque mesi superiore ai 9.900 $/t (da fine febbraio ad aprile i prezzi sono rimasti stabilmente sopra i 10.000 $/t), per poi invertire la tendenza e portarsi a una media di circa 8.000 $/t per il resto dell’anno (toccando il minimo di circa 7.100 $/t a metà luglio, valore che non si vedeva da fine 2020).
Per quanto riguarda invece i metalli più correlati con le tecnologie rinnovabili, quali i metalli per le batterie (litio) o il polisilicio, le dinamiche sono state nettamente differenti. In scia a quanto avvenuto nel 2021, abbiamo assistito a prezzi in continua ascesa durante tutto l’arco dell’anno, trascinati da fondamentali di mercato che sono rimasti tesi e in particolare da una domanda dal settore EV, ed energetico in generale, che ha continuato ad accelerare, nonostante i timori di crescita globale. Come esempio, i prezzi del carbonato di litio in Cina hanno mantenuto una media superiore ai 70.000 $/t, passando da circa 40.000 $/t a gennaio, fino a circa 80.000 $/t negli ultimi mesi dell’anno. Tutto ciò a testimoniare una domanda di tecnologia green e materiali relativi che continua a essere molto forte e le cui prospettive non sembrano rallentare. Per il prossimo futuro le previsioni sono comunque di allentamento delle tensioni sui prezzi anche di queste materie prime, in particolare grazie all’ingresso di nuova fornitura sul mercato.

In Europa, a causa dei prezzi elevati, si è registrata una flessione dei consumi di energia elettrica nel 2022, specialmente nel comparto industriale.
Nei primi sette mesi dell’anno, in Italia, la domanda elettrica è risultata superiore allo stesso periodo del 2021, subendo tuttavia un forte rallentamento nell’ultima parte dell’anno per tensioni nei mercati energetici e in particolare per il forte rialzo dei prezzi dell’energia elettrica che ha causato un rallentamento delle attività industriali e di conseguenza dei consumi elettrici. La domanda elettrica italiana ha chiuso il 2022 con una crescita negativa del -0,8% rispetto al 2021. Più marcata la diminuzione registrata in Spagna, pari al 2,2%, a causa del rallentamento nei settori industriale e terziario, unito a temperature più miti. In forte calo anche la domanda in Romania, che registra un -7,7% rispetto all’anno precedente.
In controtendenza i Paesi dell’America Latina, in cui la domanda elettrica è risultata in crescita rispetto al 2021. Particolarmente sostenuta è stata la crescita registrata in Argentina (+6,4%) e in Colombia (+4,3%), mentre incrementi più modesti sono stati quelli dei consumi cileni (+2,1%) e brasiliani (+0,2%).

Rispetto al 2021, i prezzi dell’energia elettrica in Italia e Spagna sono fortemente aumentati, a causa delle dinamiche rialziste registrate durante l’anno sui mercati delle commodity.
In particolare, il forte aumento del prezzo del gas, congiuntamente a una minor produzione idroelettrica e all’estesa manutenzione degli impianti nucleari francesi, ha portato il prezzo dell’energia in Italia ad aumentare del 140% rispetto all’anno precedente. Più contenuto l’aumento in Spagna (50%), grazie alla maggiore produzione rinnovabile e alle misure regolatorie introdotte per limitare gli effetti dell’aumento dei prezzi del gas.
Anche per i prezzi al consumo del kWh è stato registrato un forte aumento rispetto al 2021, a seguito delle dinamiche registrate sui mercati energetici. Di seguito la tabella che riepiloga i prezzi dei mercati finali per i principali segmenti di consumo.

Il forte incremento dei prezzi del gas, da un lato, e il conseguente impegno delle istituzioni europee a diminuire il consumo di questa materia prima, dall’altro, hanno determinato una forte contrazione della domanda nei Paesi più dipendenti dal gas russo, in primis l’Italia, in cui i consumi sono diminuiti del 10% rispetto al 2021. Decisamente meno marcata la diminuzione registrata in Spagna (-3,7%), in cui la forte disponibilità di fonti alternative (GNL e gasdotti dal nord Africa), unita alla scarsa interconnessione con il resto del continente europeo e alle politiche adottate per calmierare i prezzi del gas in anticipo rispetto ad altri Paesi europei, ha portato a una dinamica di prezzo decisamente meno esplosiva.

In Italia, la domanda rispetto al 2021 è diminuita del 10%; osservando il consumo nei singoli settori, si percepisce un calo particolarmente forte nelle reti di distribuzione (13,8%), principalmente a causa delle temperature più miti registrate nel quarto trimestre, e nell’industria (-15%), a causa del forte aumento dei prezzi di mercato. Meno marcata, ma comunque significativa, la diminuzione registrata nel settore termoelettrico (-3,1%).

In un anno contrassegnato dalla crisi energetica e dal conflitto militare tra Russia e Ucraina con impatti significativi sul contesto in cui hanno operato le aziende energetiche, il settore delle utility ha mostrato complessivamente resilienza sui mercati finanziari, anche in ragione dei passi concreti messi in atto negli anni verso un contributo fattivo nel percorso di transizione energetica. Nel 2022 i mercati e i business nei quali il Gruppo è presente hanno segnato elementi di progresso verso la transizione energetica, e sono stati interessati da processi di crescente competizione e di evoluzione in campo tecnologico e di regolamentazione, con tempistiche differenti da Paese a Paese. Le opportunità di business che la transizione energetica sta determinando e il riposizionamento strategico di alcune industrie verso obiettivi di crescente sostenibilità fanno sì che il settore delle utility sia esposto a una crescente pressione competitiva. Il progresso della transizione energetica e il conseguimento degli obiettivi Net-Zero a livello globale sono infatti dipendenti da una forte accelerazione in termini di decarbonizzazione del mix produttivo e dell’elettrificazione dei consumi finali.

In particolare, nei settori della generazione, della commercializzazione dell’energia elettrica e dei servizi e prodotti a essa connessi, la competizione aumenta anche per il riposizionamento strategico di aziende che operano in settori contigui, quali quello automotive o delle tecnologie digitali. Se, da una parte, tali evoluzioni avranno un impatto sul livello di competizione, dall’altra offriranno nuove opportunità di business, nuovi value pool, sinergie e potenziali partnership.

Definire una strategia solida e resiliente è di cruciale importanza per alimentare la creazione di valore per tutti gli stakeholder. In un mondo complesso e caratterizzato da rapidi cambiamenti, la valutazione dell’evoluzione del processo di transizione energetica è un input fondamentale per la definizione della strategia di Enel. Questa valutazione è particolarmente critica nel contesto attuale, caratterizzato, come spiegato nei capitoli precedenti, da una crescente tensione geopolitica, dalla volatilità dei prezzi del gas e dalle difficoltà nelle catene di approvvigionamento. Allo stesso tempo, gli obiettivi dell’Accordo di Parigi impongono un’accelerazione della transizione energetica, per limitare l’aumento del riscaldamento medio globale entro 1,5 °C rispetto ai livelli preindustriali. Secondo l’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC), “qualsiasi ulteriore ritardo nell’azione globale sull’adattamento e la mitigazione dei cambiamenti climatici mancherà una finestra di opportunità, che si sta chiudendo rapidamente, per garantire un futuro vivibile e sostenibile per tutti"⁽⁶⁾. Il recente World Economic Forum Annual Meeting⁽⁷⁾ ha posto il tema della transizione energetica al centro dell’azione per il 2023 e per tutto il resto del decennio, invitando ad agire su capacità di investimento, misure pubbliche per l’implementazione degli obiettivi di lungo termine, infrastrutture idonee alla transizione e attuazione di percorsi di decarbonizzazione per le aziende.

Se da una parte la transizione energetica sta procedendo su un percorso di politiche disordinate (“disorderly transition”⁽⁸⁾) rispetto alle aspettative, dall’altra si assiste a una convergenza di istanze su sicurezza energetica, accessibilità e sostenibilità, che porta tutti – decisori politici, cittadini e aziende – nella stessa direzione, verso un’accelerazione del processo di clean electrification. In particolare, il conflitto Russia-Ucraina potrebbe portare a un’accelerazione dell’elettrificazione dei consumi e dello sviluppo di rinnovabili per ragioni di efficienza e sicurezza energetica. Secondo l’International Energy Agency (IEA)⁽⁹⁾, siamo a un “punto di svolta storico verso un sistema energetico più pulito e più sicuro grazie alla risposta senza precedenti dei Governi di tutto il mondo” al conflitto e alla crisi energetica, tra cui l’Inflation Reduction Act negli Stati Uniti e il REPowerEU nell’Unione Europea, che si sommano ai risultati e agli obiettivi in termini di energia rinnovabile in Paesi come Cina e India. 

La conseguenza è un’accelerazione della transizione energetica, evidente nei risultati degli ultimi anni e nell’avanzamento di nuove policy. La capacità rinnovabile addizionale aveva registrato un nuovo record nel 2021, aumentando del 6% a quasi 295 GW; le aspettative di crescita per il 2022 e il 2023 sono state riviste ancora al rialzo – nonostante le sfide legate alla catena di approvvigionamento, a ritardi nella costruzione e a prezzi più alti delle materie prime rispetto al passato – portando la capacità rinnovabile addizionale attesa a 320 GW (+8%), grazie al forte sostegno politico in Cina, Europa e America Latina. Si prevede che il fotovoltaico rappresenterà quest’anno il 60% dell’aumento della capacità rinnovabile globale con l’entrata in servizio di 190 GW, un incremento del 25% rispetto allo scorso anno⁽¹⁰⁾. Inoltre, gli alti prezzi dell’energia sottolineano i vantaggi di una maggiore efficienza energetica e stanno portando a cambiamenti di policy e comportamentali per ridurre il consumo di energia, anche attraverso l’elettrificazione dei consumi finali (diminuisce la richiesta di energia primaria grazie alla straordinaria efficienza del vettore elettrico). L’economia globale ha utilizzato l’energia in modo più efficiente del 2% nel 2022 rispetto al 2021, con un tasso di miglioramento quasi quattro volte superiore a quello degli ultimi due anni. Gli investimenti globali nell’efficienza energetica – come le ristrutturazioni edilizie, i trasporti pubblici e le infrastrutture per le auto elettriche – sono aumentati del 16% nel 2022 rispetto all’anno precedente⁽¹¹⁾.

Anche per la mobilità elettrica si è registrata una forte crescita: le auto elettriche in circolazione sono triplicate in soli tre anni, arrivando a oltre 16,5 milioni nel 2021, con un considerevole aumento delle vendite in Cina, Europa e Stati Uniti, supportate da ambiziose politiche (per es., in Europa il pacchetto “Fit for 55” include una misura per arrivare a 100% di vendite di veicoli elettrici entro il 2035)⁽¹²⁾. Anche nei mercati emergenti nel 2021 si è registrata una crescita consistente, come in America Latina dove in particolare il Cile ha fissato obiettivi importanti in termini di penetrazione della mobilità elettrica⁽¹³⁾.
La transizione, quindi, sta segnando un cambio di passo, evidente nelle recenti proiezioni del sistema energetico a livello globale dell’IEA. Per la prima volta, uno scenario a politiche attuali (STEPS) dell’IEA vede un picco o un plateau per tutti i combustibili fossili, arrivando a un aumento di circa 2,5 °C della temperatura media globale entro il 2100. Lo scenario Announced Policies (APS) – più ambizioso rispetto allo scenario a politiche attuali perché comprensivo degli obiettivi climatici annunciati ma non ancora implementati dagli Stati, nonché degli impegni settoriali per specifiche industrie e degli obiettivi aziendali⁽¹⁴⁾ – è invece associato a un aumento della temperatura media globale di circa 1,7 °C, compatibile con gli obiettivi minimi di Parigi, pur non raggiungendo Net-Zero al 2050 a livello globale. Sebbene lo scenario APS faccia ben sperare sull’evoluzione del nostro sistema energetico, permane ancora un ampio divario tra le ambizioni di oggi e una stabilizzazione dell’aumento della temperatura al di sotto dei 2 °C: questo divario è legato, in larga misura, alla necessità di introdurre misure implementative degli obiettivi di lungo termine, che dovranno portare a un aumento sia dello sviluppo delle rinnovabili sia del tasso di elettrificazione dei consumi in tempi brevi. Tale considerazione è tanto più vera se si fa riferimento all’obiettivo più ambizioso dell’Accordo di Parigi, vale a dire la stabilizzazione dell’aumento della temperatura media globale entro +1,5 °C, il cui raggiungimento richiede che Governi e imprese aumentino ulteriormente i loro obiettivi di decarbonizzazione e i cittadini partecipino attivamente al processo di transizione energetica, ricercando crescente efficienza e sostenibilità dei consumi energetici. 

(6) IPCC, 2022, AR6, WGII, Summary for Policymakers.
(7) Davos, 2023.
(8) Secondo la definizione del Network for Greening the Financial System, 2022, “Scenarios for central banks and supervisors”.
(9) IEA, 2022, World Energy Outlook.
(10) IEA, 2022, Renewable Energy Market Update.
(11) IEA, 2022, Energy Efficiency.
(12) IEA, 2022, Global Electric Vehicle Outlook.

Enel promuove la trasparenza nella propria disclosure relativa al cambiamento climatico e lavora per mostrare ai propri stakeholder che sta affrontando il cambiamento climatico in modo diligente e determinato. Enel si è pubblicamente impegnata ad adottare le raccomandazioni della Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) del Financial Stability Board e a seguire tutti gli aggiornamenti pubblicati. Il Gruppo sta anche integrando le “Guidelines on reporting climate-related information” pubblicate dalla Commissione Europea nel giugno 2019, che, insieme alla TCFD e allo standard GRI, costituiscono il principale framework relativo alla divulgazione da parte del Gruppo delle tematiche legate al cambiamento climatico nel corso del 2021. In merito alle analisi di scenario, Enel è stata coinvolta in un gruppo di lavoro per sviluppare specifiche raccomandazioni a supporto dell’attuazione delle linee guida della TCFD su tale ambito. Il TCFD Advisory Council ha lavorato sugli scenari nel 2020 e da allora Enel è stata coinvolta in diverse iniziative riguardanti le analisi di scenario, condividendo la propria esperienza a supporto di un’implementazione sempre più diffusa e trasparente di tali pratiche in un numero crescente di aziende. 

Il Gruppo Enel sviluppa scenari di breve, medio e lungo termine in ambito macroeconomico, finanziario, energetico e climatico, al fine di supportare i processi di pianificazione, allocazione di capitale, posizionamento strategico e valutazione dei rischi e della resilienza della strategia. La pianificazione tramite l’utilizzo di scenari si basa sulla definizione di “futuri alternativi”, definiti da alcune variabili di incertezza chiave quale, per esempio, il raggiungimento degli obiettivi definiti nell’Accordo di Parigi. Rispetto a un approccio di forecasting, gli scenari offrono maggiore flessibilità e permettono di prepararsi ad affrontare rischi e cogliere opportunità. Infatti, l’approccio di forecasting prevede proiezioni basate su tendenze passate, che quindi non anticipano cambiamenti, né inglobano valutazioni di rischi o di incertezze. Invece, l’elaborazione di scenari permette di esplorare e modellare futuri plausibili alternativi, consentendo di disegnare diversi percorsi, tempistiche e opzioni, e in ultima analisi di supportare il processo decisionale strategico con l’obiettivo di massimizzare le opportunità e di mitigare i rischi. Questo aspetto è particolarmente rilevante in caso di potenziali disruption significative.

(13) La Strategia Nazionale per l’Elettromobilità pone l’obiettivo 100% zero-emissions vehicles nelle vendite di light-duty vehicles entro il 2030; 100% nei veicoli dei trasporti pubblici entro il 2035; 100% per i camion a lunga distanza entro il 2045.
(14) Gli impegni settoriali per specifiche industrie e gli obiettivi aziendali sono stati inclusi per la prima volta nello scenario APS nel 2022.

Nell’ambito del processo per la definizione degli scenari Enel, i trend di medio e lungo termine sono stati identificati e analizzati in modo approfondito e i risultati dell’analisi confluiscono in un documento di sintesi della visione industriale a uso interno (“Industry View”). Tale documento, elaborato a supporto del processo decisionale e del Dialogo Strategico, fornisce una panoramica delle forze strutturali e delle macro-tendenze in atto, dei driver di scenario e di tecnologia e degli impatti attesi rispetto al settore in cui opera Enel. Rappresenta quindi una base di riferimento per la definizione di azioni volte a guidare, prevenire e adattarsi a cambiamenti ed evoluzioni sui business di riferimento, nonché a cogliere le opportunità a essi associate.

L’attività di benchmarking degli scenari energetici esterni rappresenta un punto di partenza fondamentale per costruire scenari interni robusti. Esistono molti scenari energetici di transizione, globali, regionali e nazionali, pubblicati da vari provider e progettati per una vasta gamma di scopi, dalla pianificazione governativa e policy-making al supporto dei processi decisionali aziendali. L’attività di benchmarking consiste nell’analisi degli scenari prodotti da enti e organizzazioni esterne al fine di confrontarne i risultati in termini di mix energetici, trend emissivi e scelte tecnologiche, e di identificare per ciascuno di essi i principali driver della transizione energetica.

In Enel l’attività di benchmarking degli scenari esterni di transizione energetica comprende i seguenti step.

1. Analisi del contesto degli scenari globali e nazionali per i Paesi di presenza. L’analisi degli scenari, oltre che dallo studio dei report e dei dataset, è supportata da un dialogo costante con gli analisti dei principali provider di scenari, che si sostanzia in incontri di approfondimento organizzati ad hoc per il Gruppo e in attività di peer review sui loro principali report. 
Gli scenari energetici globali sono tipicamente classificati per famiglie di scenario in funzione del livello di ambizione climatica.

• Business as Usual/Stated Policies: scenari energetici basati su business as usual/politiche attuali. Forniscono un punto di riferimento conservativo per il futuro, rappresentando l’evoluzione del sistema energetico in mancanza di politiche climatiche ed energetiche aggiuntive. Questi scenari attualmente non arrivano a raggiungere gli obiettivi dell’Accordo di Parigi.
• Paris Aligned: scenari energetici allineati all’Accordo di Parigi, ovvero che includono un obiettivo di contenimento dell’aumento di temperatura media globale “ben al di sotto di 2 °C” rispetto ai livelli preindustriali. Per raggiungere tale obiettivo, gli scenari di questa categoria considerano nuove e più ambiziose politiche per la decarbonizzazione, l’elettrificazione degli usi finali e per lo sviluppo delle rinnovabili.
• Paris Ambitious: scenari energetici globali che tracciano un percorso verso emissioni nette zero entro il 2050, coerente con l’obiettivo più ambizioso dell’Accordo di Parigi, ovvero la stabilizzazione dell’aumento della temperatura media globale entro 1,5 °C, seppur con diversi intervalli di probabilità. 

Questa classificazione di famiglie di scenari è, tra l’altro, il risultato di un lavoro sviluppato negli anni e arricchito nel 2021 tramite la collaborazione a un gruppo di lavoro coordinato dal World Business Council for Sustainable Development (WBCSD), cui ha preso parte Enel. Il progetto ha avuto lo scopo di elaborare un approccio comune e trasparente all’uso di scenari pubblici da parte di aziende del sistema energetico e supportarle nell’utilizzo degli stessi per la valutazione dei rischi e delle opportunità legati all’evoluzione del clima, in modo coerente con la TCFD. Il risultato finale di questo lavoro, terminato ad agosto 2022, è composto da: (i) un report dove si fornisce il contesto sugli scenari energetici e si descrive la definizione condivisa delle famiglie di scenari e (ii) una piattaforma online che raccoglie le variabili di una molteplicità di scenari. 

2. Raccolta dei dati, analisi degli stessi e identificazione dei driver di scenario e della transizione energetica. La raccolta dati riguarda tutte le principali metriche del sistema energetico, tra cui, a titolo di esempio: energia primaria, energia finale totale e settoriale, capacità elettrica totale e per tecnologia, generazione elettrica totale e per tecnologia, produzione di idrogeno e di quale “colore”, flotta di veicoli elettrici ecc. L’analisi dei dati ha portato alla comprensione per ciascun provider degli elementi chiave degli scenari Business as Usual/Stated Policies e all’identificazione dei driver che portano a un’accelerazione della transizione energetica negli scenari Paris Aligned e Paris Ambitious. A titolo esemplificativo, confrontando tasso di elettrificazione e share di rinnovabili nei vari scenari appare evidente il pieno consenso tra gli analisti energetici che i driver principali per il raggiungimento di obiettivi climatici più ambiziosi siano il processo di elettrificazione degli usi finali e l’aumento di generazione elettrica da fonti rinnovabili, sia nel medio sia nel lungo termine. In particolare, negli scenari che tendono verso il contenimento dell’aumento della temperatura media globale a 1,5 °C il tasso di elettrificazione dei consumi sale a oltre il 50% al 2050, rispetto al 20% nel 2021⁽¹⁵⁾; inoltre, la quota di generazione rinnovabile dovrà raggiungere almeno l’88% del mix elettrico mondiale, rispetto al 28% nel 2021⁽¹⁶⁾.

Fonte grafico: elaborazione interna basata su IEA (2022), World Energy Outlook; BNEF (2022), New Energy Outlook; IRENA (2022), World Energy Transition Outlook; Enerdata (2022), EnerFuture.
(15) IEA, 2022, WEO: 52%; IRENA, 2022, World Energy Transition Outlook: 51%.
(16) IEA, 2022, WEO, Net Zero Scenario: 52%; IRENA, 2022, World Energy Transition Outlook: 51%.

3. Predisposizione di un documento di sintesi dell’analisi dei dati e rappresentazione digitale delle principali metriche degli scenari esterni, quale supporto informativo per il management nel processo decisionale del framework di scenario del Gruppo. I risultati delle attività di cui ai punti precedenti vengono sintetizzati in un documento a supporto del top management. All’interno del documento, gli scenari dei provider esterni analizzati sono raggruppati secondo le famiglie di scenario sopra descritte e per ciascuna famiglia sono rappresentati gli elementi di convergenza e gli elementi sui quali non vi è pieno consensus tra i provider. Tale documento, insieme agli strumenti digitali messi a punto internamente per visualizzare i diversi scenari, costituisce un supporto informativo per il top management per la selezione del framework di scenario. 

Uno scenario di transizione energetica rappresenta una possibile evoluzione del contributo delle diverse fonti energetiche in uno specifico contesto economico, sociale, regolatorio, di policy, e in funzione delle opzioni tecnologiche disponibili. Le assunzioni macroeconomiche e sociali determinano la domanda di servizio, mentre i vincoli regolatori, di policy e di costo definiscono il mix ottimale di tecnologie per soddisfare tale domanda. A ciascuno scenario è associato un trend di emissioni di gas serra.
Un determinato risultato di lungo periodo in termini di aumento della temperatura media globale può essere invece associato a differenti trend di emissioni di gas serra e pertanto a più di uno scenario di transizione. Infatti, ogni scenario energetico è associato, in maniera più o meno stringente, a una specifica traiettoria climatica definita dall’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) e di conseguenza a un range di incremento della temperatura media globale, stimata con un certo grado di probabilità in un arco temporale definito⁽¹⁷⁾. A loro volta, diversi aumenti della temperatura terrestre mondiale al 2100 (e, quindi, diversi scenari futuri di surriscaldamento globale) modificano l’andamento anche delle altre variabili climatiche (precipitazioni, vento ecc.), causando variazioni nell’intensità e nella frequenza dei fenomeni fisici (ondate di calore, piogge estreme ecc.). Occorre sottolineare che questi cambiamenti riguardano l’intero globo, ma i fenomeni si manifestano in maniera differenziata a livello regionale e locale.

Ciò premesso, uno scenario globale energetico è allineato all’Accordo di Parigi quando il risultato complessivo, in termini di trend di emissioni di gas serra, è associabile a un incremento di temperatura media globale in linea con l’obiettivo di mantenere “l’aumento della temperatura media mondiale ben al di sotto di 2 °C rispetto ai livelli preindustriali” e di proseguire “l’azione volta a limitare tale aumento a 1,5 °C”⁽¹⁸⁾. 

(17) Per esempio, lo scenario SSP1-2.6 (che include le assunzioni dello scenario SSP1 e delle proiezioni climatiche RCP 2.6) considera una riduzione delle emissioni più lenta, con il raggiungimento delle emissioni nette nulle nella seconda metà del secolo, ed è associato a una stima dell’incremento medio della temperatura globale di 1,8°C al 2081-2100 (best estimate), che sarà molto probabilmente compreso nell’intervallo 1,3°C-2,4°C (very likely range).
(18) Accordo di Parigi, traduzione in italiano pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea.
https://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/PDF/?uri=CELEX:22016A1019(01).

Enel costruisce gli scenari nell’ottica di un framework complessivo che assicuri la coerenza tra scenario di transizione energetica e scenario climatico fisico:

• lo “scenario di transizione energetica” descrive come produzione e consumo di energia evolvono nei vari settori in uno specifico contesto economico, sociale, di policy e regolatorio;
• le tematiche connesse ai trend futuri delle variabili climatiche (in termini di frequenza e intensità di fenomeni acuti e cronici) definiscono il cosiddetto “scenario fisico”.

L’acquisizione e l’elaborazione della grande mole di informazioni e dati necessari alla definizione degli scenari, nonché l’individuazione delle metodologie e delle metriche necessarie a interpretare fenomeni complessi e – nel caso degli scenari climatici – ad altissima risoluzione, richiedono un continuo dialogo sia con i riferimenti interni di Enel sia con quelli esterni. Per valutare gli effetti dei fenomeni di transizione e fisici sul sistema energetico, per esempio, il Gruppo si avvale di modelli che, per ogni Paese analizzato, descrivono il sistema energetico tenendo conto delle specificità a livello tecnologico, socioeconomico, di policy e regolatorio.

Nel 2022, al fine di facilitare la collaborazione trasversale, a livello globale e locale, alla definizione degli scenari fisici e di transizione energetica, garantendo un costante allineamento con i requisiti della TCFD, sono state istituite due community interne trasversali alle funzioni aziendali dedicate agli scenari fisici e a quelli di transizione, principalmente volte a discutere e definire le analisi di contesto, di benchmark e le ipotesi relative agli scenari di lungo termine, identificare le categorie rilevanti d’impatto e sviluppare metodi per la loro valutazione a supporto della definizione delle azioni strategiche e industriali.

L’adozione degli scenari descritti e la loro integrazione nei processi aziendali tengono conto delle linee guida della TCFD ed è un fattore abilitante alla valutazione dei rischi e delle opportunità connessi al cambiamento climatico. Il processo che traduce i fenomeni di scenario in informazioni utili alle decisioni industriali e strategiche può essere sintetizzato in cinque passi:

Lo scenario di transizione energetica descrive come produzione e consumo di energia evolvono in uno specifico contesto geopolitico, macroeconomico, regolatorio, competitivo e in funzione delle opzioni tecnologiche disponibili; a esso corrispondono un trend di emissioni di gas serra e uno scenario climatico e, quindi, un certo aumento di temperatura entro fine secolo rispetto ai valori preindustriali. Va precisato che a fronte delle emissioni di anidride carbonica lo scenario che si realizzerà non è deterministico. Anche l’IPCC comunica sempre per ogni scenario climatico sia valori mediani di global warming al 2100 sia il very likely range (cioè l’intervallo composto dai percentili 5°-95°). Le principali assunzioni considerate nella definizione degli scenari di transizione energetica Enel riguardano:

• le policy e i provvedimenti regolatori locali per contrastare il cambiamento climatico, aumentare la sicurezza energetica e promuovere uno sviluppo sostenibile, quali per esempio le misure per ridurre le emissioni di anidride carbonica e il consumo di combustibili fossili, e per incrementare l’efficienza energetica, l’elettrificazione dei consumi e la quota di generazione elettrica rinnovabile; 
• il contesto globale macroeconomico ed energetico (per es., in termini di prodotto interno lordo, popolazione e prezzo delle commodity), considerando tra l’altro benchmark internazionali; 
• l’evoluzione delle tecnologie di produzione, conversione e consumo di energia, in termini sia di parametri tecnici di funzionamento sia di costi. 

Nel 2022 Enel ha rivisto il framework di scenari di transizione energetica di medio-lungo termine, definendo narrative di scenario in funzione di tre principali “signpost” di scenario, ovvero i principali driver di incertezza rispetto all’evoluzione macroeconomica ed energetica: il raggiungimento degli obiettivi di Parigi, l’evoluzione delle tensioni geopolitiche con riferimento al conflitto Russia-Ucraina e la gestione della pandemia di COVID. Lo scenario di riferimento per la pianificazione di lungo termine del Gruppo, denominato scenario Paris, è quindi uno scenario:

• Paris Aligned, che prevede il raggiungimento degli obiettivi dell’Accordo di Parigi, ovvero un incremento della temperatura media globale rispetto ai livelli preindustriali al di sotto di 2 °C, prevedendo pertanto un livello di ambizione climatica più elevato rispetto al business as usual ma senza assumere necessariamente il raggiungimento a livello globale dell’obiettivo Net-Zero al 2050, visto l’attuale livello di ambizione cumulata a livello globale; 
• in cui si assume che le tensioni geopolitiche esacerbate dal conflitto Russia-Ucraina abbiano effetti prolungati, determinando un’accelerazione su elettrificazione e rinnovabili, e un maggior ricorso a LNG, per incrementare il livello di sicurezza degli approvvigionamenti nel mutato contesto, soprattutto a livello europeo; 
• caratterizzato da una aspettativa di COVID contenuto o endemico, con un alto tasso di vaccinazioni e senza la necessità di lockdown su larga scala. 

Per quanto riguarda l’ambizione climatica che caratterizza lo scenario di riferimento, si suppone una crescente elettrificazione dei consumi e un ulteriore sviluppo delle rinnovabili, anche a seguito delle politiche implementate per la sicurezza energetica (per es., REPowerEU, Inflation Reduction Act negli Stati Uniti). In questo scenario, a livello globale, Governi, imprese, organizzazioni e cittadini partecipano efficacemente al comune sforzo di mitigazione delle emissioni di gas serra.
Rispetto alla possibilità di assumere come scenario di riferimento per la pianificazione di lungo termine il raggiungimento dell’obiettivo più sfidante dell’Accordo di Parigi, ovvero di stabilizzare la temperatura media globale entro +1,5 °C, permane evidentemente l’incertezza che alcuni Paesi potrebbero mantenersi su traiettorie inerziali, ritardando il processo di decarbonizzazione verso emissioni nette zero entro il 2050.
Data questa premessa rispetto al contesto esterno, il Gruppo Enel opera un modello di business e ha definito linee guida strategiche di per sé in linea con il massimo dell’ambizione degli obiettivi dell’Accordo di Parigi, ovvero coerente con un aumento della temperatura media globale di 1,5 °C al 2100, come certificato dalla Science Based Targets initiative (SBTi). Enel ha fissato un obiettivo al 2040 per raggiungere zero emissioni dirette (Scope 1), con una generazione di elettricità totalmente rinnovabile, e zero emissioni collegate all’attività di vendita al dettaglio di energia (Scope 3). 

Le assunzioni sugli andamenti dei prezzi delle commodity in input allo scenario di riferimento sono coerenti con gli scenari esterni che raggiungono gli obiettivi dell’Accordo di Parigi. In particolare, si considera al 2030 una crescita sostenuta del prezzo della CO₂, causata dalla progressiva riduzione dell’offerta di permessi a fronte di una crescente domanda, e una marcata diminuzione dei prezzi del carbone, dovuta alla domanda in decrescita. Per quanto riguarda il gas, si ritiene che le tensioni sul prezzo si allenteranno nei prossimi anni alla luce di un riallineamento tra domanda e offerta a livello globale. Infine, si prevede una progressiva stabilizzazione del prezzo del petrolio, di cui stimiamo il picco di domanda intorno al 2030.

Rispetto allo scenario di riferimento, sono stati definiti scenari alternativi in funzione del grado di ambizione climatica assunta a livello globale e locale: uno scenario Slower Transition, caratterizzato da una velocità di transizione più lenta, e uno scenario Accelerated Transition, caratterizzato da un incremento di ambizione rispetto allo scenario di riferimento, in particolare per quanto riguarda alcune variabili caratteristiche della transizione energetica, quali il tasso di elettrificazione dei consumi finali, la penetrazione di idrogeno verde o attitudini dei clienti finali verso modelli di consumo più sostenibili (per es., modal shift per quanto riguarda le modalità di trasporto pubblico/privato). Questi scenari vengono utilizzati per le sensitivity nelle valutazioni degli investimenti, gli stress test strategici, la valutazione dei rischi e l’identificazione di opportunità di business.

Lo scenario di riferimento Enel – lo scenario Paris – copre tutte le geografie di presenza del Gruppo e prevede quindi un’ambizione climatica coerente con il raggiungimento dell’Accordo di Parigi, sostenuta da una crescente elettrificazione dei consumi finali di energia e dallo sviluppo di capacità rinnovabile. La declinazione degli scenari a livello locale è stata impostata secondo due approcci complementari:

• nei principali Paesi di presenza è stato utilizzato un approccio “bottom up”, mediante l’utilizzo di modelli fondamentali per la simulazione dell’equilibrio di lungo termine dell’intero sistema energetico, imponendo esplicitamente al sistema Paese un vincolo sull’evoluzione delle emissioni di CO₂. La valorizzazione delle variabili di scenario rilevanti per le attività del Gruppo (tra cui la domanda elettrica, il tasso di elettrificazione, la capacità rinnovabile e di generazione distribuita, il numero di veicoli elettrici e la produzione di idrogeno verde) è quindi determinata con l’ausilio di modelli dedicati con un orizzonte temporale fino al 2050, in un’ottica di minimizzazione dei costi per il sistema, imponendo un vincolo alle emissioni di CO₂. ; 
• per il resto dei Paesi di interesse, le principali variabili di scenario sono state determinate attraverso analisi statistiche su dati interni e di consenso rispetto a scenari esterni allineati agli obiettivi dell’Accordo di Parigi, messi a disposizione da enti e provider nazionali e internazionali accreditati. 

La definizione di scenari di transizione interni è motivata dalla necessità di disporre di maggiore flessibilità modellistica e di maggiore granularità geografica e operativa per le principali variabili che impattano i differenti business di Enel rispetto agli scenari che i principali provider esterni mettono a disposizione. Questi ultimi sono tipicamente delineati e resi pubblici su perimetri globali o regionali, con alcune eccezioni per Paesi di dimensioni particolarmente rilevanti, che solo raramente corrispondono ai Paesi di presenza o di interesse del Gruppo.

Nello scenario Paris, i Paesi europei hanno un trend di decrescita delle emissioni coerente con il pacchetto europeo “Fit for 55” grazie a una maggiore elettrificazione dei consumi finali, supportata da un crescente contributo delle rinnovabili nel mix di generazione elettrica. 

Italia
In Italia, lo scenario Paris, più ambizioso rispetto al piano nazionale in vigore (Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima, 2020), vede un aumento dell’elettrificazione al 30% al 2030 (rispetto al 22% del 2021), con un livello di generazione rinnovabile tale da soddisfare più del 70% della domanda elettrica (rispetto a circa il 55% previsto nel piano nazionale). Lo scenario Slower Transition è costruito ipotizzando di rimanere sostanzialmente ancorati all’attuale Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima in termini di ambizione nella riduzione delle emissioni, uno scenario macroeconomico meno ottimista rispetto allo scenario Paris, soprattutto nei primissimi anni, una maggiore pressione lato prezzi e approvvigionamenti di combustibili fossili e materie prime. Lo scenario Accelerated Transition mantiene l’ambizione dello scenario Paris per quanto riguarda la decarbonizzazione, ipotizza una più efficace revisione dei processi autorizzativi degli impianti rinnovabili che porta a un leggero aumento del trend di installazioni, una più rapida riduzione dei costi delle tecnologie di produzione dell’idrogeno verde e una conseguente sua maggiore penetrazione nei settori hard-to-abate, a discapito dell’idrogeno, blu e grigio (idrogeno prodotto da gas, rispettivamente con e senza l’utilizzo di tecnologie CCS). In aggiunta, una maggiore attenzione da parte delle persone rispetto al cambiamento climatico favorisce comportamenti di maggiore “consapevolezza climatica” come lo shift modale nel settore dei trasporti (maggiore utilizzo di trasporto a basse emissioni, per es., trasporto pubblico).

Spagna
Per la Spagna, il livello di ambizione definito nel piano nazionale è in linea con il raggiungimento degli obiettivi dell’Accordo di Parigi; in considerazione di ciò, lo scenario Paris prevede al 2030 un tasso di elettrificazione del 32% (rispetto al 24% al 2021) e uno sviluppo di capacità rinnovabile tale da portare a oltre l’80% la quota della domanda di elettricità soddisfatta con generazione rinnovabile (rispetto al 53% al 2021). Lo scenario alternativo Slower Transition, invece, assume un ritardo nelle politiche implementative per una maggiore penetrazione di rinnovabili e tecnologie elettriche, in particolare per quanto riguarda le auto private. Lo scenario Accelerated Transition mantiene l’ambizione dello scenario Paris, prevedendo una più rapida implementazione dei processi autorizzativi per le rinnovabili. In aggiunta, lo scenario presuppone un più alto incentivo all’elettrificazione degli edifici e una piena implementazione della strategia nazionale sull’idrogeno verde, che consente di accelerare la costruzione di impianti rinnovabili accoppiati a elettrolizzatori prima del 2030.

Brasile
Per il Brasile, lo scenario Paris, più ambizioso rispetto al piano nazionale in vigore (Plano Decenal de Expansão de Energia 2031, 2022) in termini di riduzione di emissioni, vede un aumento dell’elettrificazione al 25% al 2030 (rispetto al 22% del 2021), con un livello di generazione rinnovabile tale da soddisfare più dell’88% della domanda elettrica (rispetto a circa l’82% previsto nel piano nazionale). Lo scenario Slower Transition è costruito ipotizzando di seguire il trend crescente di emissioni dell’attuale piano nazionale, con minore espansione di impianti idroelettrici in favore di nuova capacità termica (gas) e uno scenario macroeconomico meno ottimista rispetto allo scenario Paris, soprattutto nei primissimi anni. Lo scenario Accelerated Transition accresce l’ambizione dello scenario Paris per quanto riguarda la decarbonizzazione, ipotizzando un’accelerazione nella definizione del framework regolatorio per la costruzione di impianti eolici offshore, con conseguente maggiore sfruttamento del potenziale di questa tecnologia, una penetrazione di generazione solare distribuita più significativa e un maggiore sviluppo delle tecnologie di produzione dell’idrogeno verde. 

Cile
Per quanto riguarda il Cile, lo scenario Paris è costruito in coerenza con lo scenario Net-Zero definito nel documento governativo PELP (Planificación Energética a Largo Plazo) in termini di riduzione delle emissioni, e include obiettivi ambiziosi relativi alla produzione ed esportazione di idrogeno verde. Analogamente allo scenario governativo, prevede la chiusura di tutte le centrali elettriche a carbone entro il 2035, un aumento della tassa sulla CO₂ e raggiunge livelli elevati di elettrificazione dei trasporti, tramite il divieto di vendita di veicoli convenzionali entro il 2040 e il vincolo di elettrificazione del 100% della flotta degli autobus urbani a partire dal 2040. Lo scenario Slower Transition è caratterizzato da una transizione energetica più lenta, incentrata sull’applicazione delle misure e delle politiche attuali, meno ambiziose rispetto a quelle incluse nello scenario Paris. Lo scenario Accelerated Transition raggiunge emissioni nette zero al 2050 e prevede, rispetto allo scenario Paris, una accelerazione del processo di elettrificazione di tutti i settori dell’economia, incluso il trasporto, anticipando al 2035 il divieto di vendita di veicoli convenzionali, un obiettivo più ambizioso in termini di esportazione dell’idrogeno verde, il 100% del mix di generazione elettrica soddisfatto da fonti rinnovabili entro il 2050, il phase out del carbone entro il 2030 e un ulteriore aumento delle tasse sulle emissioni di CO₂ . 

(19) Calcolato utilizzando le efficienze menzionate sopra e i valori medi del 2021 riportati da Eurostat per i prezzi al dettaglio di gas ed elettricità, pari rispettivamente a 0,0854 €/MWh e 0,231 €/MWh. https://ec.europa.eu/eurostat/databrowser/view/nrg_pc_202/default/table?lang=en. https://ec.europa.eu/eurostat/databrowser/view/nrg_pc_204/default/table?lang=en.

All’interno del framework descritto sopra, ogni narrativa di scenario è stata elaborata in modo da perseguire coerenza tra gli scenari di transizione energetica e gli scenari climatici. Negli scenari, il ruolo del cambiamento climatico è sempre più importante e produce effetti non solo in termini di transizione dell’economia verso emissioni Net-Zero, ma anche in termini di impatti fisici, classificabili in: 

• fenomeni acuti, cioè fenomeni di breve durata ma particolarmente intensi come le alluvioni, gli uragani ecc., con potenziali impatti sugli asset (per es., danni e interruzioni del business); 
• fenomeni cronici relativi a modifiche strutturali del clima, come il trend di aumento della temperatura, l’innalzamento del livello del mare ecc., che possono determinare per esempio una variazione costante della produzione degli impianti e una modifica dei profili di consumo dell’energia elettrica nei settori residenziale e commerciale. 

Questi fenomeni sono analizzati nel loro comportamento proiettato nel futuro selezionando il migliore dato a disposizione tra dati output di modelli climatologici a diversi livelli di risoluzione e i dati storici.

Tra le proiezioni climatiche sviluppate dall’Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) su scala globale, il Gruppo ne ha selezionate tre, coerenti con quelle considerate nell’ultimo rapporto dell’IPCC nell’ambito del sesto ciclo di valutazione (AR6). Tali scenari sono associati a pattern di emissioni legati a un livello del cosiddetto “Representative Concentration Pathway” (RCP), ognuno dei quali è collegato a uno dei cinque scenari definiti dalla comunità scientifica come Shared Socioeconomic Pathways (SSP). Gli scenari SSP includono ipotesi generali come quelle su popolazione, urbanizzazione ecc. I tre scenari fisici considerati dal Gruppo sono di seguito descritti.

• SSP1-RCP 2.6: compatibile con un range di riscaldamento globale al di sotto dei 2 °C, rispetto ai livelli preindustriali (1850-1900), entro il 2100 (l’IPCC proietta ~+1,8 °C in media rispetto al periodo 1850-1900); nelle analisi che considerano sia variabili fisiche sia variabili di transizione, il Gruppo associa lo scenario SSP1-RCP 2.6 agli scenari Paris e Accelerated Transition. 
• SSP2-RCP 4.5: compatibile con uno scenario intermedio, in cui si prevede un aumento medio di temperatura di circa 2,7 °C entro il 2100, rispetto al periodo 1850- 1900. Lo scenario RCP 4.5 è quello che più rappresenta l’attuale contesto climatico e politico a livello globale e le correlate ipotesi di transizione. Tale scenario proietta un riscaldamento globale coerente con l’intorno delle stime di incremento di temperatura che considerano le policy correnti a livello globale⁽²⁰⁾; nelle analisi che considerano sia variabili fisiche sia variabili di transizione, il Gruppo associa lo scenario SSP2-RCP 4.5 allo scenario Slower Transition. 
• SSP5-RCP 8.5: compatibile con uno scenario dove non si attuano particolari misure di contrasto al cambiamento climatico. In tale scenario si stima un aumento della temperatura globale di circa +4,4 °C, rispetto ai livelli preindustriali, entro il 2100. 

Il Gruppo considera lo scenario RCP 8.5 come un worst case climatico, utilizzato per valutare gli effetti dei fenomeni fisici in un contesto di cambiamento climatico particolarmente forte, ma attualmente ritenuto poco probabile. Lo scenario RCP 2.6 viene utilizzato sia per l’assessment dei fenomeni fisici, sia per le analisi che considerano una transizione energetica coerente con gli obiettivi più ambiziosi in termini di mitigazione.

Le analisi effettuate sugli scenari fisici hanno considerato sia i fenomeni cronici sia i fenomeni acuti. Il Gruppo considera, per la descrizione di specifici eventi complessi di interesse, dati e analisi effettuate sia da soggetti privati sia da istituzioni pubbliche e accademiche.

Gli scenari climatici sono globali e, al fine di definirne il loro effetto nelle aree di rilevanza per il Gruppo, devono essere analizzati a livello locale. Tra le partnership attive, è in corso una collaborazione con il dipartimento di Scienze della Terra dell’International Centre for Theoretical Physics (ICTP) di Trieste. Nell’ambito di tale collaborazione l’ICTP fornisce le proiezioni delle principali variabili climatiche con una risoluzione che varia da maglie di ~12 km di lato a ~100 km e orizzonte temporale 2020-2050. Le principali variabili in questione sono rappresentate da temperatura, precipitazioni di neve e pioggia e radiazione solare. Rispetto alle analisi condotte in passato, gli studi correnti si basano sull’utilizzo di più modelli climatici regionali: quello elaborato dall’ICTP unito ad altre cinque simulazioni, selezionate come rappresentative dell’ensemble di modelli climatici attualmente presenti in letteratura. L’output dell’ensemble è rappresentativo dei vari modelli climatici, mediati tra loro. Questa tecnica è solitamente utilizzata nella comunità scientifica per ottenere un’analisi più robusta e scevra da eventuali bias e mediata sulle diverse assunzioni che potrebbero caratterizzare il singolo modello.
Per alcune variabili climatiche specifiche, come la raffica di vento, il Gruppo si serve anche di altri provider specializzati nel tema.

In questa fase di studio le proiezioni future sono state analizzate per Italia, Spagna e tutti i Paesi di interesse del Gruppo in Sud America, Centro America e Nord America, ottenendo, anche grazie all’utilizzo dell’ensemble di modelli, una più definita rappresentazione dello scenario fisico. Inoltre, in maniera analoga il Gruppo sta analizzando anche i dati relativi alle proiezioni climatiche per l’Africa, l’Asia meridionale e il Sud-est asiatico, coprendo così tutte le principali geografie di presenza del Gruppo a livello globale.
L’ICTP fornisce anche supporto scientifico nell’interpretazione di qualsiasi altro dato climatico acquisito. Si utilizzano comunque scenari climatici nei Paesi di interesse del Gruppo in maniera tale da consentire una valutazione del rischio climatico omogenea.

Alcuni di questi fenomeni sottendono elevati livelli di complessità, in quanto dipendono non solo dai trend climatici ma anche dalle specifiche caratteristiche del territorio e necessitano di un’ulteriore attività modellistica per una loro rappresentazione ad alta risoluzione. Per questo motivo, oltre agli scenari climatici forniti da ICTP, il Gruppo ricorre anche all’utilizzo di mappe di Natural Hazard. Questo strumento consente di ottenere, con una elevata risoluzione spaziale, i tempi di ritorno di una serie di eventi, quali per esempio tempeste, uragani e alluvioni. L’utilizzo di queste mappe, come descritto nella sezione “Rischi e opportunità strategiche legati al cambiamento climatico”, è ampiamente consolidato nel Gruppo, che già usa questi dati basati sull’orizzonte storico per ottimizzare le strategie assicurative. Inoltre, è in corso il lavoro necessario per poter usufruire di queste informazioni elaborate anche in coerenza con le proiezioni degli scenari climatici.
Infine, il Gruppo ha acquisito le competenze e gli strumenti per ottenere ed elaborare autonomamente gli output grezzi pubblicati dalla comunità scientifica, così da avere una vista di alto livello e globale dell’evoluzione a lungo termine delle variabili climatiche di interesse. Queste fonti sono gli output dei modelli climatici e regionali di CMIP6⁽²¹⁾ e CORDEX⁽²²⁾. CMIP6 è il sesto assessment del Coupled Model Intercomparison Project (CMIP), un progetto del World Climate Research Programme (WCRP) e del Working Group of Coupled Modelling (WGCM) che fornisce dati climatici grezzi dai modelli climatici globali. Questi sono utilizzati per valutare le metriche standard su scala globale con una risoluzione di circa 100 km x 100 km. CORDEX (Coordinated Regional Climate Downscaling Experiment) è anch’esso inquadrato nell’ambito del WCRP, e produce proiezioni climatiche regionali a più alta risoluzione.

(20) Climate Action Tracker Thermometer, stime di riscaldamento globale al 2100 considerando le attuali “Policies & actions” e “2030 targets only” (aggiornamento novembre 2022).
(21) https://www.wcrp-climate.org/wgcm-cmip/wgcm-cmip6.
(22) https://cordex.org/. 

Oltre all’utilizzo dei dati ad alta risoluzione per effettuare analisi puntuali sull’impatto dei fenomeni fisici, il Gruppo ha elaborato anche un framework di analisi di più alto livello, che consente di ottenere una valutazione a livello Paese dell’evoluzione di alcuni hazard climatici a livello globale, in maniera omogenea per tutte le geografie. In particolare, è stato adottato un approccio modulare che consentirà in maniera evolutiva di migliorare progressivamente le analisi includendo nuovi fenomeni fisici e affinando metodologie e dati di riferimento. Attualmente, sono inclusi quattro fenomeni climatici: due legati alle temperature estreme, uno relativo alle piogge intense e uno alla siccità. Si sta inoltre studiando la possibilità di introdurre altri fenomeni come il vento estremo e l’innalzamento del livello del mare. I fenomeni sono descritti con un indice numerico, elaborato sulla base della distribuzione mondiale con una risoluzione di ~100 km x 100 km, e sintetizzati in un indice composito. Questo lavoro ha consentito di integrare nel modello di Open Country Risk anche una dimensione legata al cambiamento climatico. Ciò permette allo strumento di includere, oltre agli aspetti già considerati nei modelli di Country Risk, anche quelli legati ai rischi fisici, considerati nel modello come causa di stress a livello ambientale ed economico di un Paese. Il modello di Open Country Risk è descritto in maggior dettaglio nel capitolo “Tendenze macroeconomiche e geopolitiche”. 

Fenomeni acuti: sono stati analizzati diversi fenomeni acuti sul territorio italiano, tra cui il rischio incendio, le piogge estreme e le ondate di calore. Di questi fenomeni, i primi due sono stati descritti usando metriche standard, ampiamente utilizzate in letteratura. Per le ondate di calore è stata inoltre definita, in aggiunta alle metriche standard, una metrica ad hoc per Enel Grids, identificata correlando i fenomeni estremi del passato che possono essere potenzialmente dannosi per le reti interrate⁽²³⁾. I risultati nello scenario RCP 2.6 sono mostrati in figura. Il numero medio di giorni all’anno caratterizzati da ondate di calore tenderà quindi ad aumentare rispetto allo storico, con maggiore intensità nelle aree che già oggi soffrono maggiormente del fenomeno. La situazione risulta inoltre peggiorativa negli scenari RCP 4.5 e RCP 8.5.

Le precipitazioni estreme sono state studiate calcolando la variazione delle piogge giornaliere al di sopra del novantacinquesimo percentile, calcolate come millimetri annuali medi nei periodi di riferimento. In tutti gli scenari analizzati si osserva nel periodo 2030-2050 un generale aumento delle piogge estreme, accompagnato però da una lieve diminuzione della somma annuale delle precipitazioni giornaliere se si escludono quelle acute. Questo aumento risulta inoltre maggiormente significativo a nord-est della penisola e sulla costa tirrenica.
Come già emerso dalle analisi pubblicate precedentemente dal Gruppo, anche il rischio incendio subirà variazioni importanti, aumentando nei vari scenari climatici considerati. Questo è stato studiato tramite il Fire Weather Index (FWI), un indicatore ampiamente utilizzato a livello internazionale che tiene in conto la temperatura, l’umidità, la pioggia e il vento al fine di stimare un indice di rischio incendio. I dati, forniti dall’ICTP, possono essere utili a caratterizzare l’andamento del rischio incendio per supportare il business nella sua corretta gestione. Gli studi condotti, che esaminano la variazione nelle proiezioni al 2030-2050 rispetto al 1990-2020, evidenziano come in tutti gli scenari si riscontri un aumento del numero di giorni ad alto rischio (valore dell’indice > 45) nella stagione estiva. Questo cambiamento interessa principalmente le isole e le regioni meridionali del Paese, dove l’aumento dei giorni a rischio estremo va da circa +6 a +8 giorni rispetto allo storico.

Fenomeni cronici: i cambiamenti cronici di temperatura possono essere analizzati per avere informazioni circa i potenziali effetti sulla richiesta di raffrescamento e riscaldamento dei sistemi energetici locali. Analogamente a quanto fatto nel 2020, per la misurazione del fabbisogno termico sono stati utilizzati gli Heating Degree Days (HDD), ovvero la sommatoria, estesa a tutti i giorni dell’anno con T_media ≤ 15 °C, delle differenze tra la temperatura interna (T_interna assunta 18 °C) e la temperatura media, e i Cooling Degree Days (CDD), ovvero la sommatoria, estesa a tutti i giorni dell’anno con T_media ≥ 24 °C, delle differenze tra la T_media e la T_interna (assunta 21 °C), rispettivamente per il fabbisogno di riscaldamento e raffrescamento. I dati medi per Paese sono stati calcolati come media sulla nazione, pesando ogni nodo geografico per la popolazione grazie all’utilizzo degli Shared Socioeconomic Pathways (SSP) associati a ogni scenario RCP. Si mostrano in figura i CDD calcolati sul territorio italiano ad alta risoluzione per lo storico e la variazione media attesa nello scenario RCP 2.6. Si mostra inoltre la distribuzione della popolazione utilizzata come peso per il calcolo a livello nazionale⁽²⁴⁾. In generale, si osserva nel periodo 2030-2050 un aumento dei CDD che risultano sempre maggiori rispetto al periodo storico, con un andamento crescente nei diversi scenari RCP 2.6 (+~45%), RCP 4.5 (+~80%) e RCP 8.5 (+~110%). Si osserva invece una riduzione di fabbisogno di riscaldamento che risulta -8% nello scenario RCP 2.6, -12% nell’RCP 4.5 e -16% nell’RCP 8.5 rispetto al periodo 2000-2020.

Per quanto riguarda le piogge totali, sono state analizzate le variazioni di questo fenomeno nei bacini di interesse per la produzione idroelettrica del Gruppo. Da quest’analisi, in cui è stato confrontato il periodo 2030-2050 con il periodo 1990-2020, non emergerebbero cambi significativi, con una tendenza generale di lieve diminuzione nel centro e sud Italia nello scenario RCP 2.6. 

(23) Sono stati dunque calcolati per provincia il numero di giorni medi all’anno sottoposti alle seguenti condizioni: almeno cinque giorni consecutivi caratterizzati da temperatura minima al di sopra del novantacinquesimo percentile della distribuzione storica (1990-2020) e almeno 18 °C. Questi cinque giorni devono anche essere caratterizzati da assenza di pioggia e almeno uno di questi deve essere caratterizzato da una temperatura massima superiore al novantacinquesimo percentile della distribuzione storica (1990-2020). Questa metrica è stata calcolata su tutto il territorio italiano alla risoluzione originale dei dati climatici (~12 km x 12 km). I dati ad alta risoluzione sono stati quindi aggregati a livello provinciale considerando come un’unica ondata di calore il fenomeno che insiste allo stesso tempo su più pixel all’interno della stessa provincia e prendendo come durata l’ampiezza massima combinando i diversi pixel.
(24) Si nota che nei diversi SSP cambia la densità di popolazione mentre la distribuzione della popolazione sul territorio rimane pressoché invariata

Fenomeni acuti: in Spagna è stato innanzitutto analizzato il fenomeno delle precipitazioni acute, calcolate come millimetri annuali medi nei periodi di riferimento⁽²⁶⁾. Come si può vedere nella figura sottostante, in cui si confronta il periodo 2030-2050 con il periodo storico 1990-2020, questo evento acuto subirà variazioni nella maggior parte del territorio spagnolo già nello scenario RCP 2.6. In particolare, le precipitazioni intense aumenteranno a nord, mentre diminuiranno a sud-est. Negli altri scenari, le precipitazioni intense diminuiranno in tutto il sud del Paese (nell’RCP 8.5 questa riduzione interessa anche il nord-ovest).

(25) Per i dati osservati sono stati analizzati dati di ERA5 aggregati a livello Paese da gennaio 1950 a settembre 2022.
(26) Le precipitazioni estreme sono la somma delle piogge giornaliere al di sopra del novantacinquesimo percentile della distribuzione storica in un dato periodo.

Per quanto riguarda il rischio incendio, la zona della Spagna che vedrà il maggior aumento, rispetto al periodo storico, del numero di giorni all’anno con FWI > 45 (cioè a rischio estremo) è il centro-sud in tutti gli scenari futuri. Questo incremento risulta più intenso negli scenari peggiorativi (RCP 8.5) rispetto allo scenario RCP 2.6.
Le ondate di calore, come già evidenziato dalle analisi pubblicate precedentemente dal Gruppo, saranno più diffuse geograficamente e più frequenti nel periodo 2030-2050, in particolar modo nella parte meridionale del Paese.
Fenomeni cronici: l’analisi sulla potenziale richiesta di raffrescamento e riscaldamento è stata affinata e aggiornata in maniera analoga a quanto fatto per l’Italia. In termini di Heating Degree Days (HDD) e di Cooling Degree Days (CDD), nel periodo 2030-2050, rispetto al periodo 1990- 2020, si stima una riduzione degli HDD in tutti gli scenari, da circa -10% nell’RCP 2.6 a circa -20% nell’RCP 8.5, e l’RCP 4.5 che si posiziona nel mezzo. I dati confermano anche l’aumento dei CDD (+34%) nello scenario RCP 2.6 e una loro variazione rispettivamente pari a +61% e +87% negli scenari RCP 4.5 e RCP 8.5.

Per quanto riguarda le piogge totali, sono state analizzate le variazioni di questo fenomeno nei bacini di interesse per la produzione idroelettrica del Gruppo. Da quest’analisi, i dati non evidenziano variazioni sensibili confrontando lo scenario RCP 2.6 (2030-2050) e lo storico (1990-2020), con una tendenza generale di lieve diminuzione.

Fenomeni acuti: il rischio incendio, misurato come numero di giorni all’anno con FWI > 45 (rischio estremo), varia da zona a zona. Come evidenziato nella figura seguente a sinistra, da un confronto tra scenario RCP 2.6 (2030- 2050) e periodo storico (1990-2020), il numero di giorni a rischio alto di incendi aumenta nella maggior parte del Brasile e nel deserto di Atacama. Nelle zone restanti del Sud America rimane invariato o diminuisce leggermente. È interessante evidenziare come il rischio incendio aumenti soprattutto in zone con i valori attuali di Normalized Difference Vegetation Index (NDVI) più bassi (come si evince dalla figura seguente a destra)⁽²⁷⁾, cioè in aree con poca vegetazione. L’eccezione è data da alcune zone dell’Amazzonia, al centro del Brasile, dove si hanno sia un incremento importante di numero di giorni a rischio incendio estremo sia elevata copertura vegetale. Combinare indice di rischio incendio e vegetazione è importante in quanto quest’ultima può servire da combustibile e aumentare la probabilità di propagazione di un eventuale incendio. 

(27) La cartina a destra nella figura rappresenta un’elaborazione dei dati NASA riguardanti il Normalized Difference Vegetation Index del periodo giugno 2021 - giugno 2022. L’NDVI quantifica la vegetazione misurando la differenza tra la luce nel vicino infrarosso (che la vegetazione riflette fortemente) e la luce rossa (che la vegetazione assorbe). Questo è un buon indicatore di crescita e densità di vegetazione. Più l’NDVI aumenta, più la vegetazione è abbondante e sana.

Per valutare il fenomeno delle temperature estreme si può utilizzare l’indicatore standard Warm Spell Duration Index (WSDI)⁽²⁸⁾. Confrontando il periodo 2030-2050 con il periodo 1990-2020, i dati mostrano un incremento significativo dei giorni caratterizzati da ondate di calore già nello scenario RCP 2.6, specialmente in alcune aree del Brasile, in Colombia, in Perù e nel Cile settentrionale. Questo aumento delle temperature estreme sarà ancora più accentuato in scenari peggiorativi (RCP 8.5).
Per quanto riguarda le precipitazioni estreme, sono state considerate le piogge giornaliere superiori al novantacinquesimo percentile, analogamente a quanto fatto per Italia e Spagna. Le variazioni future per questo fenomeno acuto sono meno omogenee. Nello scenario RCP 2.6 in alcune aree, come per esempio a nord del Brasile e nell’Argentina settentrionale, sono proiettate riduzioni rispetto al periodo storico di riferimento. In altre zone, invece, come nella parte ovest della Colombia e in alcune aree di Brasile e Perù, sono attesi incrementi delle piogge intense.

Fenomeni cronici: è stato effettuato lo studio delle potenziali variazioni nella richiesta di riscaldamento e raffrescamento legate ai cambiamenti cronici delle temperature. Anche in questo caso sono state calcolate le variazioni di Heating Degree Days (HDD) e di Cooling Degree Days (CDD) nel periodo 2030-2050rispetto al periodo 1990-2020, a partire dai dati di 6 modelli, con una risoluzione di 25 km x 25 km. I dati medi per Paese sono stati calcolati come media sulla nazione, pesando ogni nodo geografico per la popolazione grazie all’utilizzo degli Shared Socioeconomic Pathways (SSP) associati a ogni scenario RCP. In ogni Paese studiato, i CDD aumentano progressivamente in tutti gli scenari: nello scenario RCP 2.6 aumentano del 35%⁽²⁹⁾ in Cile, mentre l’incremento è tra il 13% e il 18% negli altri Paesi considerati. Nello scenario RCP 4.5 tale aumento diventa del 113% in Cile e poco superiore al 25% per Argentina, Brasile e Perù, mentre si attesta al 18% per la Colombia. L’incremento dei CDD rispetto al periodo storico è ancora più marcato nello scenario RCP 8.5. Per quanto riguarda gli HDD, nello scenario RCP 2.6 si stima una riduzione considerevole in Colombia (-52%), Brasile (-21%) e Perù (-14%) e una lieve diminuzione in Cile (-5%). Tale trend si intensifica nello scenario RCP 4.5: ~-62% in Colombia, ~-27% in Brasile, ~-20% in Perù e -8% in Cile.

(28) Il WSDI considera ondate di calore caratterizzate da almeno sei giorni consecutivi con una temperatura giornaliera massima superiore al novantesimo percentile della distribuzione storica.
(29) In Cile l’incremento percentuale risulta più marcato che negli altri Paesi del Latam perché i valori assoluti dei CDD sono molto bassi. Nello storico, infatti, i CDD risultano molto vicini allo zero in quasi tutto il Paese, con valori di qualche grado centigrado all’anno solo nella zona centrale.

Per quanto riguarda le piogge totali, sono state analizzate le variazioni nei gruppi di bacini di interesse per la produzione idroelettrica del Gruppo. Le analisi, che confrontano le proiezioni 2030-2050 rispetto al periodo storico 1990- 2020, mostrano un trend di riduzione delle piogge in Argentina e Colombia. In Brasile si proietta per l’RCP 2.6 un leggero aumento o una lieve diminuzione delle precipitazioni totali a seconda del gruppo di bacini in considerazione. In Perù, invece, le piogge rimarranno sostanzialmente invariate nell’RCP 2.6. Infine, anche in Cile, come per Argentina e Colombia, le proiezioni indicano una riduzione delle precipitazioni totali nello scenario a più basse emissioni, ma che potrebbe già essersi manifestata negli ultimi anni (diminuzione già effettiva rispetto ai livelli storici).

(30) Garreaud et al. (2019), The Central Chile Mega Drought (2010-2018): A climate dynamics perspective.
(31) Boisier et al. (2015), Anthropogenic and natural contributions to the Southeast Pacific precipitation decline and recent megadrought in central Chile.

Eventi acuti: per il Nord America e il Centro America è stata innanzitutto analizzata la variazione dei frost days, cioè del numero medio di giorni di gelo all’anno⁽³²⁾, nei vari scenari futuri (2030-2050) rispetto allo storico (1990-2020). Come si può osservare dalle cartine nella figura sottostante, i frost days diminuiranno soprattutto nella parte a ovest della macroregione, con variazioni maggiori in termini di magnitudine in scenari RCP peggiorativi. Va sottolineato come la diminuzione di frequenza non esclude un aumento di intensità di questo fenomeno acuto, che è un tema che al momento il Gruppo sta approfondendo.

Per quanto riguarda le ondate di calore, come per il Sud America si è studiato il WSDI. Confrontando il periodo 2030-2050 con lo storico 1990-2020, un aumento significativo dei giorni caratterizzati da ondate di calore è atteso già nello scenario RCP 2.6, specialmente in Centro America e lungo la costa occidentale del Nord America. Questo aumento del WSDI sarà ancora più accentuato nell’RCP 8.5. Il numero di giorni annuali con rischio incendio elevato, cioè con FWI > 45, rimane sostanzialmente invariato nella maggior parte della macroregione nello scenario RCP 2.6 (2030-2050) rispetto allo storico (1990-2020). Nelle aree occidentali degli Stati Uniti e del Messico sono invece attesi aumenti del numero di giorni a rischio alto, che incrementano con il peggioramento degli scenari. Infine, le precipitazioni acute attese aumenteranno in quasi tutto il Nord America nello scenario RCP 2.6 rispetto allo storico. Va sottolineato che la magnitudine di questi aumenti varia da area ad area. In Centro America, invece, sempre nell’RCP 2.6 le precipitazioni intense diminuiranno nella parte centrale della regione. Nelle altre zone rimarranno invariate o aumenteranno leggermente.

Eventi cronici: come si evince dalla figura sottostante, la temperatura media annuale aumenta in tutti gli scenari futuri (2030-2050) rispetto allo storico (1990-2020). In generale, gli aumenti sono maggiori nell’RCP 8.5 rispetto all’RCP 2.6. Le zone che diventeranno più calde sono quelle dell’estremo nord in tutti gli RCP.

Confrontando i vari RCP (2030-2050) e lo storico di modello (1990-2020), le piogge totali annuali attese tendono a diminuire in Centro America, mentre a seconda dell’area in Nord America rimarranno invariate o aumenteranno.

(32) Per precisione, i frost days sono il numero di giorni all’anno in cui la temperatura minima Tmin è < 0°C.

Tramite l’utilizzo di modelli di sistema energetico integrati è possibile quantificare le singole domande di servizio di un Paese. Tale livello di dettaglio consente di discriminare gli specifici effetti che un cambiamento della temperatura può avere sul fabbisogno energetico. Per tale scopo, gli scenari di transizione alternativi (Paris, Slower Transition e Accelerated Transition) descritti precedentemente sono stati ampliati per includere l’effetto che l’aumento di temperatura, quantificato attraverso la metrica degli Heating Degree Days (HDD) e dei Cooling Degree Days (CDD), ha sulle domande di energia (totale, non solo elettrica) per scopi di raffrescamento e riscaldamento nei settori residenziale e commerciale. La definizione di uno scenario di riferimento in linea con il raggiungimento degli obiettivi di Parigi e con gli impegni di riduzione delle emissioni di gas serra assunti a livello Europeo⁽³³⁾, ci ha consentito di associare HDD e CDD coerenti con l’RCP 2.6 allo scenario Paris; lo stesso è stato fatto con lo scenario Accelerated Transition, che, analogamente allo scenario Paris, vede il raggiungimento di emissioni nette zero al 2050, ma è caratterizzato da una dinamica più accelerata di riduzione delle emissioni. HDD e CDD coerenti con l’RCP 4.5 sono stati invece associati allo scenario Slower Transition, perché a esso corrisponde un trend di riduzione delle emissioni di gas serra più lento. Per stressare ulteriormente le analisi, quest’ultimo scenario è stato anche associato a un RCP 8.5. 

Per l’Italia, per quanto riguarda l’effetto separato della transizione, nello scenario Slower Transition la domanda elettrica risulta inferiore di circa l’8% in media nel periodo 2031-2050 rispetto al Paris. Se trascuriamo l’effetto della domanda di elettricità per produzione di idrogeno verde, sul quale i due scenari hanno diversi livelli di ambizione in accordo con le diverse traiettorie di decarbonizzazione, il delta di domanda elettrica scende al 5%. Da sottolineare come l’idrogeno verde risulti una soluzione più efficiente dal punto di vista economico e climatico anche nello scenario Slower Transition; ciò che cambia tra i due scenari è la velocità di penetrazione nella matrice energetica mentre varia solo in misura marginale il valore al 2050. Nello scenario Accelerated Transition il livello di ambizione climatica leggermente più alto del Paris viene raggiunto non solamente tramite un processo di elettrificazione più veloce, ma anche in ragione di minori consumi derivanti da comportamenti improntati a una maggiore “consapevolezza climatica” da parte dei consumatori: ne risulta un delta di domanda elettrica in media positivo nel periodo 2031-50 ma numericamente inferiore all’1%.

Le differenze percentuali della Spagna tra gli scenari Slower Transition e Paris sono inferiori rispetto all’Italia. Ciò in ragione del fatto che per la Spagna il piano energetico nazionale già in vigore definisce obiettivi climatici ambiziosi, per cui lo scenario Slower Transition non si discosta significativamente dallo scenario Paris. Di conseguenza, ci si attende meno variabilità in termini di evoluzione del sistema energetico e quindi di domanda elettrica nel periodo 2031-2050. Infatti, la domanda elettrica nello scenario Paris si situa su un valore intermedio tra lo Slower Transition – che presenta una differenza di domanda inferiore in media del 3% – e lo scenario Accelerated Transition – che risulta avere una domanda in media più elevata del 3% nel periodo 2031-2050. Se si trascura l’effetto della domanda di elettricità per produzione di idrogeno, il delta scende per lo scenario Slower Transition intorno al -2%, tenendo tuttavia in considerazione che il livello di atterraggio della domanda per idrogeno verde rimane simile al Paris in entrambi gli scenari comparativi, mentre varia la rapidità della penetrazione della tecnologia.

Per entrambi i Paesi la velocità della transizione energetica ha un impatto sul livello di domanda elettrica ben maggiore rispetto agli effetti dell’incremento della temperatura derivanti dal cambiamento climatico: le analisi svolte mostrano come un aumento della temperatura derivante dal cambiamento climatico determini un incremento della domanda elettrica inferiore a un punto percentuale sia per l’Italia sia per la Spagna. Invece, le politiche di decarbonizzazione e di efficienza energetica, insieme all’innovazione tecnologica, alla maggiore responsabilità sociale e al conseguente switching dalle tecnologie fossili a quelle elettriche (per esempio verso le auto elettriche e le pompe di calore), avranno un ruolo sostanziale nell’evoluzione della domanda elettrica e del mix energetico in generale. 

(33) Commissione Europea – Fit for 55: https://www.consilium.europa.eu/it/policies/green-deal/eu-plan-for-a-green-transition/.

Con lo scopo di indagare ulteriormente quale sia l’effetto della temperatura sugli scenari di transizione e allo stesso tempo espandere il ventaglio delle assunzioni riguardanti il cambiamento climatico, è stata condotta un’analisi di sensitività associando lo scenario Slower Transition all’RCP 8.5, oltre che all’RCP 4.5. Assumere un tale ulteriore incremento della temperatura porta a una variazione della domanda pari a +1,0% per l’Italia e +0,4% per la Spagna, rispettivamente del -7,2% e del -2,4% in totale, a parità di transizione energetica.

È opportuno evidenziare che negli anni futuri un’elettrificazione del servizio di riscaldamento degli edifici superiore a quella stimata potrebbe cambiare in entrambi i Paesi sia il segno che la dimensione dell’effetto relativo alle temperature. Da ciò, la necessità di monitorare in sede di revisione annuale l’evoluzione temporale della quota di elettrificazione del servizio di riscaldamento.

Nei Paesi dell’America Latina l’impatto dell’andamento delle temperature, quantificato attraverso la metrica degli Heating Degree Days (HDD) e dei Cooling Degree Days (CDD), è stato stimato attraverso modelli econometrici di previsione basati sull’elasticità storica per Argentina e Colombia, e mediante l’utilizzo di modelli di sistema energetico integrati per Brasile e Cile, in modo analogo a quanto descritto nel capitolo precedente per Italia e Spagna, e attraverso modelli econometrici di previsione basati sull’elasticità storica per Argentina, Colombia e Perù. Nel caso del Brasile, gli scenari di transizione alternativi (Paris, Slower Transition e Accelerated Transition), ottenuti tramite un modello di sistema energetico integrato, sono stati espansi includendo l’effetto dell’aumento di temperatura sulle domande di energia per scopi di raffrescamento nei settori residenziale e commerciale. HDD e CDD coerenti con l’RCP 2.6 sono stati associati agli scenari Paris e Accelerated Transition, mentre quelli coerenti con l’RCP 4.5 allo scenario Slower Transition; per stressare ulteriormente le analisi, quest’ultimo scenario è stato anche associato a un RCP 8.5. Per quanto riguarda l’effetto della transizione considerata singolarmente, la domanda elettrica dello scenario Slower Transition risulta inferiore di circa il 19% in media nel periodo 2031-2050 rispetto allo scenario Paris, dati i differenti livelli di ambizione dei due scenari sia al 2030 sia al 2050. Se trascuriamo l’effetto della domanda di elettricità per produzione di idrogeno verde, il delta si riduce al 15%. Nello scenario Accelerated Transition, il livello di ambizione leggermente più alto del Paris viene raggiunto tramite un processo di elettrificazione più veloce; pertanto, il delta di domanda elettrica in media nel periodo 2031-2050 è positivo, intorno all’8%. Anche in questo caso, la velocità della transizione energetica ha un impatto sul livello di domanda elettrica ben maggiore rispetto agli effetti dell’incremento della temperatura derivanti dal cambiamento climatico. Dall’analisi risulta come eventuali aumenti della temperatura causati dal cambiamento climatico determinino un effetto poco rilevante sulla domanda elettrica in Brasile. Considerando la vista integrata, l’effetto potenziale di scenari di transizione più ambiziosi ha un impatto più significativo sulla domanda elettrica rispetto all’incremento di temperatura conseguente al cambiamento climatico.

Con lo scopo di indagare ulteriormente quale sia l’effetto della temperatura sugli scenari di transizione e allo stesso tempo espandere il ventaglio delle assunzioni riguardanti il cambiamento climatico, è stata condotta un’analisi di sensitività associando lo scenario Slower Transition all’RCP 8.5, oltre che all’RCP 4.5. Per il Brasile, assumere un tale ulteriore incremento della temperatura porta a una variazione positiva della domanda dello 0,1% e a un effetto complessivo sulla domanda a parità di transizione di -19%.

Come nel caso del Brasile, anche per il Cile gli scenari di transizione alternativi (Paris, Slower Transition e Accelerated Transition), ottenuti tramite un modello di sistema energetico integrato, sono stati ampliati includendo l’effetto dell’aumento di temperatura sulle domande di energia per scopi di raffrescamento nei settori residenziale e commerciale. HDD e CDD coerenti con l’RCP 2.6 sono stati associati agli scenari Paris e Accelerated Transition, mentre quelli coerenti con l’RCP 4.5 allo scenario Slower Transition; per stressare ulteriormente le analisi, quest’ultimo scenario è stato anche associato a un RCP 8.5.

Per quanto riguarda l’effetto della transizione considerato singolarmente, la domanda di energia elettrica è inferiore di circa il 24% in media nel periodo 2031-2050 nello scenario Slower Transition rispetto al Paris, dati i diversi livelli di ambizione dei due scenari. Questa differenza è dovuta principalmente alle ipotesi in merito al raggiungimento degli ambiziosi obiettivi del Paese di produzione di idrogeno verde dopo il 2030 definiti nel documento Planificación Energética Nacional de Largo Plazo (PELP). Se si omette l’effetto della domanda elettrica per la produzione di idrogeno, per il quale i due scenari hanno diversi livelli di ambizione a seconda delle diverse traiettorie di decarbonizzazione, la differenza scende al 7,7%. Nello scenario Accelerated Transition, il più alto livello di ambizione per quanto riguarda la transizione energetica rispetto al Paris viene raggiunto attraverso l’attuazione di politiche di decarbonizzazione più stringenti che portano a una maggiore elettrificazione, a una maggiore penetrazione dell’idrogeno verde nell’industria e nei trasporti e a una sua maggiore esportazione. Tutto ciò porta a valori di domanda elettrica mediamente superiori del 41,2% rispetto alla baseline dello scenario Paris nel periodo 2031-2050. Si osserva che, eliminando l’effetto della domanda di energia elettrica per produrre idrogeno verde, il valore della domanda di energia elettrica risulta mediamente superiore del 6,1% rispetto allo scenario Paris nel periodo 2031-2050.

La velocità della transizione energetica ha un impatto molto maggiore sul livello della domanda elettrica rispetto all’aumento della temperatura come conseguenza del cambiamento climatico. Le politiche di decarbonizzazione insieme all’innovazione tecnologica e alla maggiore responsabilità sociale giocheranno un ruolo attivo nell’evoluzione del settore elettrico e del mix energetico in generale.

Infine, dalle analisi effettuate si evince che l’Argentina potrebbe riscontrare un aumento della domanda a causa dell’incremento della temperatura stimato tra lo 0,4% e lo 0,8% della domanda prospettica (calcolata come media delle previsioni di domanda nel periodo 2030-2050). Tale stima è ampiamente dipendente dalla componente macroeconomica di questo Paese in termini di domanda elettrica e quindi soggetta a un rilevante grado di incertezza data la sua volatilità. Stesse considerazioni possono essere estese anche alla Colombia, in cui, nonostante si osservi un’elasticità positiva della domanda elettrica alle temperature, l’atteso innalzamento delle temperature risulterebbe comunque meno impattante rispetto alle dinamiche legate alla crescita economica, tra lo 0,1 e lo 0,9%. In Colombia, infatti, le evidenze storiche mostrano ancora un forte coupling tra la crescita della domanda elettrica e la crescita del PIL, con la domanda del settore industriale che arriva a pesare per circa il 50% dei consumi elettrici. Inoltre, la variabilità del contesto macroeconomico potrebbe avere ripercussioni sull’elettrificazione dei settori residenziale e terziario, che rappresentano i driver più immediati dell’incremento della domanda elettrica in caso di aumento delle temperature.