in questo numero: Energie rinnovabili e clima

• Biometano: finalmente definiti i nuovi obiettivi. Il nuovo schema annulla il rischio prezzo per gli investitori, garantendo un incentivo in conto capitale e tariffe incentivanti per i primi quindici anni di operatività, ma i vincoli sulle tempistiche di messa in esercizio degli impianti sono molto sfidanti e la necessità di partecipare alle aste potrebbero ridurre l’attrattività degli investimenti e la crescita dei nuovi impianti.
• Gli impianti per il recupero energetico e il mercato della FORSU: un nuovo equilibrio?. Nei prossimi anni, grazie ai numerosi investimenti previsti, potrebbe svilupparsi un mercato della frazione organica maggiormente competitivo, anche nelle regioni che risultano attualmente Importatrici. Tuttavia il riequilibrio potrebbe essere solo parziale: al 2028 le Regioni in deficit strutturale potrebbero scendere da 13 a 10, ma la crescita della raccolta differenziata potrebbe compensare quella della capacità di recupero, così come la dismissione di impianti di compostaggio orami inefficienti.
• Extra profitti FER: facciamo il punto. L’incertezza legata all’applicazione del cap europeo mette a rischio il mercato dei PPA rendendo estremamente difficoltosa la negoziazione del prezzo fisso di riferimento. Disincentivando l’utilizzo di questa forma contrattuale, viene messa a rischio la crescita della capacità installata rinnovabile necessaria a raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030.

• Il settore rinnovabili in Europa fra incertezze e nuove opportunità. La partecipazione alle aste rinnovabili in Europa rallenta, segnata probabilmente dall’incerto contesto economico e geopolitico. Prosegue invece lo sviluppo dell’eolico off-shore con nuove opportunità in Francia. Dalla Germania arriva l’avvio del primo bando per l’approvvigionamento di idrogeno verde e dei suoi derivati da paesi extra-europei.
• Comunità energetiche in stallo. Nonostante il forte interesse per le comunità energetiche, la mancanza di un quadro regolatorio certo ne limita il potenziale di crescita. Il 2023 potrebbe essere l’anno decisivo: attese a inizio anno la definizione delle caratteristiche tecniche dei diversi schemi e la quantificazione degli incentivi, oltre alle modalità di distribuzione dei fondi del PNRR.
• Emergenza Ucraina: evoluzione del quadro normativo. L’ultima proposta della Commissione Europea sul tetto al prezzo del gas non trova ancora una volta il consenso da parte dei ventisette. Prosegue invece la regolazione per gli stoccaggi, in vista della difficile stagione di riempimento del prossimo anno. L’Italia rimane in attesa dell’approvazione definitiva della Legge di Bilancio 2023, mentre tornano in aumento le accise sui carburanti per il mese di dicembre.

in questo numero: Mercato gas naturale

• Crisi Ucraina e dipendenza dalla Russia: dati e scenari. La riduzione della dipendenza dalla Russia non è affare semplice: nei prossimi mesi una riduzione o anche un azzeramento dei flussi renderebbe necessario il razionamento della domanda, anche ipotizzando la massimizzazione dell’import dalle fonti esistenti. Nel breve con alcuni sforzi la dipendenza potrebbe essere dimezzata. Nel più lungo periodo le politiche di decarbonizzazione offrono le prospettive più elevate, ma anche assumendo il pieno successo del programma Fit for 55, sarebbero necessari notevoli investimenti in infrastrutture esterne e interne del gas.
• Mercato small scale ancora in crescita. Sempre più distributori, mezzi pesanti, imprese dotate di micro-depositi e reti isolate - soprattutto in Sardegna - sono alimentate a GNL, avendo a disposizione anche l’opzione rinnovabile del BIO-GNL anche se il settore marino rimane l’anello debole del settore. I prezzi attuali e gli scenari di breve non sono favorevoli al gas, ma difficilmente il processo di conversione dei consumi finali verso il gas liquido si potrà arrestare.

• Capacity market: i dubbi sullo strike price. Lo strike price è disegnato in modo da riflettere il costo variabile di generazione dell’impianto meno efficiente; l’indicizzazione mensile, tuttavia, in presenza di volatilità molto elevate come quelle recenti, comporta elevati rischi di disallineamento tra costi e remunerazione. Una maggiore granularità - settimanale o giornaliera - potrebbe ridurre questi rischi, mentre la pubblicazione anticipata eviterebbe facili errori di stima.
• Timidi segnali di ripresa per le rinnovabili italiane. Bandi FER 1: aumenta la capacità rinnovabile aggiudicata, con lo snellimento delle procedure autorizzative che permette l’accesso a un numero maggiore di progetti. Installata la prima turbina eolica off-shore italiana.
• Rinnovabili, crisi dei prezzi ed extra profitti. All’incirca la metà della capacità rinnovabile rischia di dover restituire la parte dei ricavi 2022 che eccederà i prezzi medi storici dell’energia elettrica del periodo 2010-2020. L’ammontare esatto sarà da calcolare impianto per impianto: un incubo amministrativo, che potrebbe minare il settore delle rinnovabili, soprattutto quelle a mercato, già vessato da incertezze autorizzative e costi in sensibile aumento.

in questo numero: Imprese e istituzioni

• L'evoluzione della situazione economico-finanziaria delle imprese di generazione elettrica. I dati di bilancio delle maggiori 43 imprese italiane operanti nel settore della produzione di energia elettrica mostrano dinamiche di reddittività largamente influenzate dall’evoluzione degli elementi regolatori ed economici e dalla reazione che le imprese hanno avuto in termini di efficientamento delle proprie attività e di ristrutturazione finanziaria.

• Distribuzione gas: verso il quinto periodo regolatorio. Minacce ma anche opportunità dai criteri messi in consultazione. Annunciata stretta su OPEX, soprattutto per imprese minori, e WACC, mentre emerge poca fiducia nella partenza a breve delle gare per ATEM. Possibili però incentivi ai nuovi investimenti efficienti e alle M&A, mentre si riconosce finalmente un ruolo all'innovazione nel settore per la promozione delle politiche di climatizzazione e efficientamento, promuovendo progetti pilota.
• Infrastrutture per il GNL Small Scale: regolazione e incertezze. La progressiva (e lenta) definizione del quadro regolatorio lascia gli investitori con diverse incertezze: modalità di ripartizione per i costi comuni nelle infrastrutture condivise tra mercato libero e regolato non ancora definite, scaricato sui promotori dei progetti di deposito con rigassificazione il rischio di realizzazione della dorsale sarda.

• Certificati bianchi: mercato ancora corto e nuove difficoltà per i soggetti obbligati. Il mercato 2018 chiude ancora in rosso con l’offerta che stenta a ripartire: le nuove guide operative potrebbero non garantire a tutti i soggetti obbligati la copertura dell’obbligo, mentre i costi non recuperabili in tariffa superano i 50 milioni di euro.

• La strategia slovena e l'incognita del futuro mix produttivo

• Monitoraggio gare gas. Torino apripista: la città registra la prima assegnazione ufficiale del gestore per ATEM (Italgas, in TORINO2) e apre la gara per l'ATEM del centro città (TORINO 1).

• Dati di mercato e di settori incentivati e regolati

• indici itec e magi

in questo numero:
Gas Naturale

• M&A nella distribuzione: il riassetto del settore prima delle gare. Le operazioni di 2i Rete Gas e Italgas annunciate di recente sono diverse per dimensione ma presentano caratteristiche comuni. Le valutazioni degli asset, che sembrano più vicine al valore residuo che al costo storico, potrebbero essere il segno di strategie complesse ma anche di attese elevate di redditività futura del settore. Le operazioni di M&A sembrano comunque divenute più efficaci delle gare nel ridisegnare l’assetto del settore, un rischio noto fin dall’inizio del processo e che l’Antitrust si è incaricata, in passato, di scongiurare, ma un cambiamento di strategia è forse possibile anche su questo fronte.
• Politiche e regolazione per la metanizzazione della Sardegna . La prospettiva della metanizzazione della Sardegna, venuto meno il progetto del gasdotto GALSI, è stata riaperta nel 2016 con l’approvazione del nuovo Piano Energetico Regionale Ambientale, la sottoscrizione tra Regione e Governo del Patto per lo sviluppo della Sardegna, e il varo della normativa per la promozione dei combustibili alternativi. Con questi atti si è delineata la scelta di approvvigionare l’isola tramite il trasporto del GNL, in alternativa a quella di un gasdotto sottomarino dalla Toscana. In questo processo sono emerse una serie di problematiche di carattere normativo e, soprattutto, regolatorio inerenti la disciplina del mercato del gas naturale, la cui definizione condizionerà i modi in cui potrà avvenire effettivamente l’accesso a questa risorsa per la Sardegna.

• Monitoraggio retail: lezioni dai dati storici e indicazioni dalla regolazione. L’analisi storica delle offerte pubblicate via web per il domestico, monitorate da REF-E dal 2013, conferma le difficoltà nell’effettuare confronti di prezzo e suggerisce che non tutti gli operatori potrebbero essere pronti per la PLACET, anche se ci sono le prime evidenze di una evoluzione del settore, in attesa del 2019. Le prime indicazioni sulle regole che si dovranno rispettare per poter rientrare tra i venditori virtuosi sollevano dubbi: non facile l’equilibrio tra protezione del consumatore e ragionevolezza dei controlli e degli adempimenti.

• Monitoraggio gare gas

In questo numero: Mercato elettrico

• Già in vigore numerose disposizioni transitorie in tema di sbilanciamenti. Le disposizioni finali in tema di sbilanciamenti pubblicate dall’Autorità seguono gli orientamenti sottoposti a consultazione, ma con un approccio molto più attenuato, in particolare per quanto riguarda le bande di tolleranza e le verifiche a consuntivo. Tra le rinnovabili, più penalizzate le non rilevanti, per le quali diventerà inevitabile una sempre maggiore aggregazione, mentre per ora non varia il regime per le rinnovabili rilevanti. Rimane aperto il tema dell’inclusione o meno della regolazione secondaria nella formazione dei prezzi di sbilanciamento.
• Regolazione 2.0 per gli smart meter 2G. Gli smart meter di seconda generazione promettono benefici e opportunità che cambieranno il paradigma del mercato elettrico. L’Autorità, con un nuovo documento di consultazione, sta creando i fondamentali per la nuova regolamentazione, caratterizzata da importanti novità rispetto ai precedenti meccanismi di riconoscimento dei costi. L’abbandono della regolazione RAB-based, binari differenziati per i distributori e un approccio in continua evoluzione per approfittare delle innovazioni tecnologiche sono i cardini del nuovo meccanismo di riconoscimento dei costi.

• Gli economics del biometano in Italia. L’investimento nella produzione di biometano per l’immissione nelle reti gas (senza specifica destinazione) si dimostra redditizio: i tempi di ritorno possono essere piuttosto contenuti, grazie all’impatto degli incentivi previsti dall’attuale normativa, la stessa che prevede la possibilità di modificare, entro specifici limiti, la destinazione del gas immesso, per ottimizzare il risultato economico dell’investimento. Non vanno trascurate, ai fini dell’immissione in rete, le problematiche connesse all’accesso commerciale all’infrastruttura di trasporto, solitamente gestite dagli operatori del mercato all’ingrosso del gas (shipper). Anche nel caso in cui l’accesso possa essere effettuato per il tramite del GSE, occorre valutare a quali opportunità si rinunci a fronte dei rischi mitigati.
• Monitoraggio gare gas A un anno dalla pubblicazione del primo bando, la macchina delle gare risulta ancora in stand-by benché siano scaduti i termini per la pubblicazione dei bandi di una trentina di ATEM. Intanto l’Autorità ha completato l’iter di analisi della documentazione di gara relativa agli ATEM di Belluno e Forlì-Cesena e ha pubblicato una delibera di chiarimento sulla componente tariffaria di riferimento a copertura dei costi operativi nel regime per ATEM