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Newsletter Osservatorio Energia Anno XXI n. 236

Pubblicato il: 31-10-2019

in questo numero: Mercato elettrico

  • Verso la definizione di un nuovo servizio di salvaguardia. Il processo che porterà al disegno della salvaguardia per i clienti di dimensioni minori, il meccanismo principale per la gestione della fine tutela, è avviato ma i tempi sembrano ancora lunghi per la definizione dei numerosi importanti dettagli che definiranno la sorte del mercato retail, tanto che si partirà forse con i 3 milioni di clienti non domestici rimandando le aste per più di 15 milioni di clienti domestici a una seconda fase. Alcuni principi sembrano comunque già fissati, a favore di un disegno che sembra, almeno in una fase iniziale, privilegiare gli aspetti di tutela piuttosto che la promozione del passaggio al mercato libero. Le condizioni di prezzo continueranno a essere per lo più definite da ARERA, e uguali per tutti i clienti indipendentemente dal fornitore assegnato. Potrebbe rimanere addirittura la figura dell’Acquirente Unico. Dettagli sull’ampiezza dei lotti messi a gara e sui requisiti minimi di partecipazione, fondamentali per capire la potenziale concorrenzialità delle aste, rimangono da definire.
Gas naturale
  • Passi concreti verso la riforma della componente RE/RET. Dopo una serie di misure volte a frenare l’impennata di costo della componente RE/RET, l’Autorità è orientata a una riforma volta a rimuovere la sua applicazione ai volumi prelevati dalla rete di trasporto da parte degli impianti di produzione di energia elettrica a gas. Misura questa a favore del prezzo all’ingrosso dell’energia, mentre l’addebito del mancato gettito viene trasferito sui clienti finali del settore elettrico. I dettagli dell’operazione e i punti aperti.
  • Distribuzione e misura gas: nuovi passi in avanti per il V periodo regolatorio. Sembra ancora lontana la definizione del quadro definitivo, con diversi aggiustamenti delle proposte molto spesso però solo abbozzate, che prevedono: una più ragionevole richiesta di efficientamento per le Opex delle medie/piccole imprese, che rimane comunque elevata; un chiarimento sull’unificazione del WACC tra distribuzione e misura, a cui si accompagna una revisione del ?, con complessiva riduzione del WACC; una nuova dilazione del superamento del criterio del costo storico per i nuovi investimenti; la conferma dell’incentivo alle aggregazioni, sia sulle Opex che, a sorpresa, anche sulle Capex, che potrebbero recepire il VIR anche prima delle gare. Potrebbe invece riaprirsi il discorso sull’ambito sardo.
Indicatori Indici

Energy Outlook n. 12 - Anno IV

Pubblicato il: 21-10-2019

In questo numero: Il peggioramento del quadro congiunturale, con la tensione tra Usa e Cina che ha portato a una significativa contrazione dei flussi commerciali su scala globale, è stato amplificato dall’incertezza politica sia locale che internazionale, riverberandosi sulla fiducia di imprese e consumatori e sulla domanda. L’offerta di combustibili ed energia è invece rimasta abbondante e ha portato a una discesa dei prezzi sia europei che domestici. Il riallineamento della domanda ai livelli medi stagionali invernali e la presenza di fattori di rischio lato offerta nel mercato europeo del gas e dell’energia dovrebbero, tuttavia, sostenere i prezzi nell’ultima parte del 2019 e dare avvio a un moderato recupero nel 2020. 1. SCENARIO MACROECONOMICO E COMMODITY

  • Il rallentamento della congiuntura mondiale e, in particolare, di quella europea hanno pesato nel corso di quest’anno sull’economia italiana, con un tasso di crescita del PIL che nel 2019 sarà vicino allo zero. La debolezza della domanda interna rende difficile il superamento della fase di stagnazione, ma la ripresa della crescita globale, la stabilizzazione del quadro politico interno e il passaggio della legge di bilancio migliorano lo scenario di riferimento e dovrebbero portare nel 2020 a una crescita superiore a quella di quest’anno. Il rallentamento della crescita e l’ulteriore aumento della produzione hanno spinto le quotazioni del petrolio al di sotto di quelle del 2018, nonostante il forte rischio geopolitico nell’area mediorientale. La ripresa della domanda e l’aderenza dell’OPEC Plus alle quote di produzione sostengono un graduale recupero dei prezzi nel 2020. La crescita dell’offerta ha comportato una discesa anche dei prezzi del carbone, ma la scarsità delle scorte in Cina e sud est asiatico alle porte della stagione invernale, l’allentamento della tensione sui dazi e la ripresa della crescita globale dalla seconda metà del 2020 dovrebbero sostenere i benchmark a cui l’API2 è correlato nei prossimi due anni. L’efficacia dimostrata dal meccanismo della Market Stability Reserve ci porta invece a rivedere al rialzo lo scenario di per la CO2, con prezzi oltre il 50% maggiori del consuntivo 2018 sia per il 2019 che per il 2020.
2. OUTLOOK PER IL MERCATO GAS
  • Nei mesi estivi i prezzi del gas in Europa si sono stabilizzati in prossimità dei minimi di fine giugno, con gli abbondanti arrivi di GNL e livelli di stoccaggio prossimi alla piena capacità. Il quadro è rilassato anche per la stagione invernale. Nonostante la ripresa della domanda asiatica in inverno possa comportare una riduzione del GNL spot disponibile per l’Europa, ipotesi di shortage come quelle avvenute a cavallo tra il 2017 e il 2018 sembrano infatti scongiurate. In questo contesto, le proiezioni di prezzo per Q4-19 e Q1-20 sono state riviste al ribasso, pur incorporando il rischio di tensioni legate alla presenza di una serie di criticità quali la rinegoziazione dell’accordi di transito tra Ucraina e Russia, eventuali interruzioni della produzione nucleare in Francia, la riduzione della produzione a Groeningen, la scarsa flessibilità degli approvvigionamenti al nord Europa, i limiti imposti al transito di gas russo via OPAL, la possibilità di una riduzione dei flussi dall’Algeria e/o di variazioni nella contrattualizzazione di lungo termine.
3. OUTLOOK PER IL MERCATO ELETTRICO
  • Nel corso dei mesi estivi i prezzi si sono attestati su livelli decisamente inferiori a quelli dell’anno scorso, in linea con la forte flessione dei prezzi gas. La riduzione del contendibile ha tuttavia permesso un significativo aumento della marginalità dei cicli combinati. Nei mesi invernali, in un contesto di temperature nella norma e domanda stabile, il recupero dei prezzi gas e il ritorno dell’idroelettrico al load factor medio storico comportano una riduzione della competitività degli impianti a gas rispetto al carbone, una riduzione della domanda contendibile e il conseguente restringimento del CSS. Per il 2020 e il 2021 è atteso un recupero dei prezzi coerente con la ripresa di quelli del gas. Il volume complessivo per gli impianti a gas si attesta comunque su valori superiori ai 110 TWh sia nel 2020 che nel 2021, permettendo una stabilizzazione del CSS al di sopra di 2 €/MWh.
APPROFONDIMENTO. REVISIONE DELLE CONFIGURAZIONI ZONALI BACKTEST APPENDICE 1. TABELLA DI SINTESI DEGLI SCENARI

Newsletter Osservatorio Energia Anno XXI n. 235

Pubblicato il: 02-10-2019

in questo numero: Mercato elettrico

  • Aste capacity: ultimi dettagli ma ancora tanti dubbi. Definiti tempi, dettagli economici e operativi per le aste del capacity, con valori leggermente migliorativi per gli operatori, almeno quelli termoelettrici già esistenti, rispetto alle attese. Restano numerosi i dubbi, soprattutto sulle prospettive di lungo periodo del meccanismo.
  • Mobilità elettrica e tariffe di trasporto. Iniziano a emergere le preoccupazioni per gli impatti sulla rete di distribuzione dell’elettrificazione: il tentativo di coniugare la promozione della mobilità elettrica con la sicurezza del sistema e la minimizzazione degli investimenti si traduce in proposte che limiterebbero la potenza e favorirebbero i consumi notturni per le colonnine pubbliche, mentre si studiano soluzioni che permetterebbero di attivare il potenziale del VTG.
  • Nuove regole di dispacciamento: evoluzione o rivoluzione? Il processo di revisione delle regole del dispacciamento è finalmente partito. Le prime proposte sembrano tentare la conciliazione tra il modello di mercato che si è affermato nell’Europa continentale, basato sul concetto del self dispatching, con una gestione centralizzata e nodale delle risorse che minimizzi i costi di un dispacciamento reso complesso dalla conformazione del territorio. Ne esce un ibrido che potrebbe protendere verso l’una o l’altra soluzione a seconda delle scelte di implementazione e della definizione dei dettagli. Sicuramente un processo di affinamento complesso e lungo che impegnerà molte energie sia per le istituzioni che per il sistema e dagli impatti a oggi solo ipotizzabili, ma sicuramente non trascurabili.
Gas naturale
  • La nuova struttura tariffaria per il trasporto del gas naturale: quale impatto sulle tariffe di tutela. Le novità riguardanti i criteri di regolazione tariffaria per il servizio di trasporto, in vigore a partire dal 2020, comportano, oltre che variazioni rilevanti nei livelli, lo spostamento a valle del PSV di diverse componenti di logistica, che devono essere recepite nei prezzi di tutela. Più complessa invece la situazione sul trasporto internazionale, dove gli effetti delle revisioni tariffarie si sommano a quelli di un mercato sempre più volatile e imprevedibile, aumentando i rischi per gli operatori legati all’indicizzazione al TTF. Il superamento della tutela potrebbe essere l’occasione per una revisione e un aggiornamento delle modalità più frequenti di indicizzazione dei mercati retail del gas, anche se la struttura delle PLACET ha confermato continua a riproporre l’indicizzazione al TTF.
Indicatori indici

Newsletter Osservatorio Energia Anno XXI n. 234

Pubblicato il: 30-07-2019

in questo numero: Mercato elettrico

  • Via libera al capacity market. Aste con delivery solamente per due anni, da svolgersi nei prossimi mesi, e remunerazione garantita per 15 anni ai nuovi entranti, anche non autorizzati, ma selezionati per garantire l’adeguatezza nel 2022-2023 quando il carbone sarà probabilmente ancora disponibile. Tempi stretti e incertezza sulle restituzioni rispetto allo strike price (rilevanti soprattutto per MSD) rendono incerto l’impatto sul sistema e sui bilanci delle imprese: il sistema dovrebbe anticipare l’ingresso di nuovi impianti rendendo possibile l’uscita del carbone al 2025 o anche prima, ma non è detto che il livello di adesione sia elevato, a scapito degli effetti positivi attesi.
  • Verso un mercato infragiornaliero europeo: difficoltà e passi in avanti della situazione italiana. L’ACER, modificando la proposta dei TSO europei, impone di integrare la contrattazione continua, risolta attraverso l’algoritmo Xbid, con aste che consentano la valorizzazione (anche se implicita) della capacità di interconnessione, avvicinandosi così alla soluzione pensata dall’ARERA, che aveva già proposto l’utilizzo di aste complementari per le singole frontiere. Rimane però il nodo della chiusura in H-1, difficilmente compatibile con il dispacciamento centralizzato italiano, e il coordinamento delle tempistiche: il mercato unico infragiornaliero rimane per ora sulla carta.
  • La fine del mercato tutelato e la scomparsa del benchmark per il mercato retail. Il mercato si prepara al superamento del benchmark di tutela proponendo nuove forme di indicizzazione, come quelle agli indici di inflazione pubblicati dall’ISTAT. Il NIC tuttavia non sembra essere un adeguato indicatore di andamento del mercato all’ingrosso, ma piuttosto una rilevazione delle offerte presenti sul mercato retail pubblicato con ritardo. L’assenza di benchmark rimane uno degli elementi di incertezza del superamento della tutela.
Energie rinnovabili ed efficienza
  • Approvato il decreto FER1. Le aste e la riapertura per 2 anni dei registri, autorizzate dopo una lunga negoziazione con la Commissione Europea, potrebbero essere l’ultima occasione per gli impianti rinnovabili per accedere a prezzi fissi garantiti dal sistema elettrico. L’era degli incentivi è infatti alla fine, e in effetti le tariffe previste sono, almeno per gli impianti di maggiori dimensioni, già vicine ai prezzi medi di mercato, ma rimangono i premi per gli impianti più piccoli e per l’autoproduzione. C’è spazio per 7 GW di nuovi impianti e rifacimenti, forse non sufficienti a far ripartire un settore che da diversi anni non mostra più i trend di crescita necessari a sostenere gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030.
Indicatori indici

Newsletter Osservatorio Energia Anno XXI n. 233

Pubblicato il: 05-07-2019

in questo numero: Energie rinnovabili ed efficienza

  • La remunerazione della mancata produzione eolica. La nuova formulazione dell’indice di affidabilità - che premia gli operatori più virtuosi rispetto alle richieste di Terna - corregge - anche retroattivamente dal 2017 e in modo automatico per tutti i produttori - la distorsione che penalizzava gli operatori che effettuavano correttamente azzeramenti totali della produzione. Un bilanciamento di premialità e disincentivi che tenta di riprodurre l'MSD.
Gas naturale
  • Il gasdotto Italia-Malta alla prova della decisione sulla cross-border cost allocation. Il primo gasdotto tra il continente e l’isola di Malta a metà del piano di approvazione. Le procedure amministrative e le analisi tecniche procedono. Il progetto, complice una fragilità finanziaria, è in attesa della conferma dei fondi europei, La CBA si basa sui vantaggi (economici, ambientali e per la sicurezza) che il gasdotto apporta rispetto al terminale di rigassificazione del GNL da poco realizzato.
Mercato elettrico Le operazioni di M&A per le rinnovabili
  • Le operazioni di M&A per le rinnovabili .Nel secondo trimestre del 2019 le operazioni rilevanti di M&A nel settore rinnovabili sono state dodici, per lo più (cinque) nel comparto eolico. Tra queste, la più rilevante in termini di potenza e di enterprise value è l’acquisizione che ha coinvolto Edison e EDF Renouvelables
Indicatori indici

Energy Outlook n. 11 - Anno IV

Pubblicato il: 01-07-2019

In questo numero: 1. SCENARIO MACROECONOMICO E COMMODITY

  • Il rallentamento del commercio mondiale e del PIL europeo, indotto anche, ma non solo, dalle guerre commerciali in corso, ha un impatto amplificato sull’economia italiana, che non potrà andare oltre una crescita moderata nei prossimi mesi. La debolezza dell’economia non si riflette per ora sul mercato del petrolio: dopo un periodo di elevata volatilità, il prezzo negli ultimi mesi si è assestato su un trend di moderata ma costante crescita, segnale di solidità degli accordi tra paesi produttori e che assesta il prezzo sul livello di 70 $/bbl. Continua invece il crollo del carbone affiancato da prezzi della CO2 in forte rialzo, non spiegati dai fondamentali: il ritorno verso l’equilibrio espresso dai fondamentali implicaprezzi del carbone in assestamento e prezzi della CO2 in contrazione.
2. OUTLOOK PER IL MERCATO GAS
  • L’inverno appena trascorso sarà ricordato come il primo in cui si sono visti gli effetti della tanto attesa, e adesso realizzatasi bolla del GNL. Ma la crescita attesa della domanda asiatica potrebbe ridurre presto il margine di riserva necessario per garantire all’Europa forniture di GNL a buon mercato anche per i prossimi anni, se nuovi progetti di liquefazione non verranno avviati a breve. In Europa, sebbene la stagione estiva parta con scorte in stoccaggio più abbondanti della media, la situazione, in assenza del contributo del GNL, rimane di mercato corto, con prospettive di ulteriore peggioramento per il futuro: in questo contesto non si vedono ragioni particolari a supporto del proseguimento del momento di prezzi bassi dopo l’estate. L’aumento delle importazioni di GNL per l’Italia non ha diminuito lo spread PSV-TTF, sostenuto dalla riduzione della capacità di trasporto sul TENP e dalla maggiore domanda verso i paesi dell’Est, minacciati dalle controversie sui transiti ucraini. Una situazione destinata a rientrare solo quando (e se) si chiariranno le prospettive per i mercati dell’est Europa per il prossimo inverno.
    • Box. L'evoluzione della REt dopo gli interventi dell'Autorità
APPROFONDIMENTO 1. MERCATO DEL GAS: VERSO UN NUOVO EQUILIBRIO 3. OUTLOOK PER IL MERCATO ELETTRICO
  • La rapida contrazione delle quotazioni del gas degli ultimi mesi si è riflessa sui prezzi spot dell’energia elettrica, ma con ritardo, portando il clean spark spread su livelli positivi. La marginalità per i cicli combinati è sostenuta anche dalla producibilità idroelettrica che, nonostante le abbondanti precipitazioni di inizio anno, rimane inferiore alla media storica, e da costi elevati di CO2 che limitano la produzione da carbone. La marginalità sembra tuttavia destinata a rientrare con l’assestamento dei costi di produzione e in prospettiva con l’aumento della capacità di importazione previsto per il prossimo anno. La crescita della capacità rinnovabile continua ma a tassi inferiori rispetto al passato. Nonostante una domanda che rimane debole per tutto il 2019 (al netto di picchi estivi) e con poche prospettive di accelerazione anche per il 2020, i captured price per le fonti rinnovabili rimango non lontani dai prezzi medi, escludendo per ora rilevanti fenomeni di cannibalizzazione per le fonti rinnovabili non programmabili.
APPENDICE 1. TABELLA DI SINTESI DEGLI SCENARI

Newsletter Osservatorio Energia Anno XXI n. 232

Pubblicato il: 31-05-2019

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.
Gas naturale
  • 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.
Energie rinnovabili ed efficienza Piani Nazionali per l’Energia e il Clima Gare gas
  • 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).
Indicatori indici

Newsletter Osservatorio Energia Anno XXI n. 230

Pubblicato il: 01-04-2019

in questo numero: Mercato elettrico

  • La posizione incerta dei peaker nel capacity market italiano. Dopo l’approvazione dell’anno scorso, il capacity market italiano viene rinotificato alla Commissione Europea, per inserire nel disegno una soglia di emissione, che, sebbene in linea con gli obiettivi di decarbonizzazione, potrebbe escludere la partecipazione al meccanismo non solo della capacità a carbone ma anche dei peaker a gas già esistenti. In ogni caso, è necessario arrivare alle aste entro fine anno per non dover intraprendere un nuovo iter autorizzativo.
  • La nuova Direttiva sul mercato elettrico: focus su distribuzione e retail. Comunità energetiche, regolazione europea per i DSO, valorizzazione delle flessibilità, stoccaggio e mobilità elettrica: la Commissione traccia le linee del disegno del mercato che accompagnerà il sistema verso la completa integrazione delle rinnovabili, con un occhio sempre più attento alla tutela dei consumatori: uno dei pilastri del Clean Energy Package che promette, a 10 anni dalla pubblicazione del Terzo Pacchetto, un nuovo salto in avanti nel disegno di mercato.
Imprese e istituzioni Piani Nazionali per l’Energia e il Clima Gare gas
  • Monitoraggio gare gas. L’attività della giustizia amministrativa è sempre più protagonista. L’Europa salva, per ora, le Linee Guida per il calcolo del VIR.
Indicatori Indici

Energy Outlook n. 10 - Anno IV

Pubblicato il: 22-03-2019

In questo numero: 1. SCENARIO MACROECONOMICO E COMMODITY

  • Il rallentamento economico spinge al ribasso il consumo di petrolio e carbone. La fase, attuale e prevista, di rallentamento della crescita economica, alimentata dalle tensioni commerciali USA-Cina, dai timori per le conseguenze della Brexit, e, per l’Italia, dalle incertezze politiche ed economiche interne, spiega le recenti contrazioni della domanda e dei prezzi delle commodities energetiche dopo diversi mesi di rialzo. Si tratta in realtà di un veloce riallineamento sui prezzi di equilibrio di medio periodo. La riduzione dell’output dei paesi OPEC Plus, le incertezze politiche in Venezuela, le nuove sanzioni all’Iran rappresentano elementi di rischio che rendono difficile prevedere ulteriori ribassi rispetto ai livelli attuali.
2. OUTLOOK PER IL MERCATO GAS
  • Mercato del gas naturale: occhio al GNL. I 37 Gmc di capacità di liquefazione entrati in esercizio negli ultimi mesi sono sufficienti per scongiurare, a meno di ipotizzare scenari estremi, tensioni per il prossimo inverno, mentre una seconda ondata di progetti, avviati a seguito dei picchi di prezzi dello scorso anno, e che coinvolgono un numero di paesi produttori, tra cui anche il Qatar, garantisce la copertura della crescita dopo il 2022, che rimane dunque l’anno più esposto a rischi di scarsità. Gli equilibri del mercato gas sono destinati a essere scossi dall’entrata in vigore del Codice di rete sulle tariffe di trasporto: le proposte italiane spingono verso la riduzione dello spread PSV/TTF, di almeno 0.5 €/MWh, delle importazioni da Nord oltre a modificare modalità operative consolidate da anni. Ma, in senso contrario, potrebbero intervenire le riforme degli altri paesi.
3. OUTLOOK PER IL MERCATO ELETTRICO
  • Prezzi elettrici in ribasso all'aumento dell'import e dell'idroelettrico. Nel contesto di prezzi delle materie prime in discesa e buoni livelli di import e produzione rinnovabili, le marginalità dei cicli combinati rimangono sostenute dal ritardo con cui le variazioni dei prezzi del gas vengono riflesse nei prezzi elettrici. Questa marginalità è però minacciata dalla crescita attesa nella capacità di produzione rinnovabile e dall’espansione dei volumi importati grazie al potenziamento delle capacità di interconnessione con Francia e Montenegro. Le condizioni meteo sono sempre più importanti nella determinazione dei prezzi medi. Per gli operatori rinnovabili il rischio è di essere presenti sul mercato solo quando i prezzi sono bassi (captured price minori del PUN medio). L’analisi probabilistica mostra, tuttavia, che a oggi questo effetto è contenuto, soprattutto per il fotovoltaico (leggermente più alto per l’eolico) poiché i prezzi tengono a salire molto quando le rinnovabili non sono presenti, ma al contrario si riducono meno che proporzionalmente quando la produzione rinnovabile scende
APPENDICE 1. TABELLA DI SINTESI DEGLI SCENARI

Newsletter Osservatorio Energia Anno XXI n. 229

Pubblicato il: 05-03-2019

in questo numero: Mercato elettrico

  • La revisione della direttiva gas: un emendamento per il Nord Stream. Il trilogo ha trovato un accordo per la revisione della terza direttiva gas, prevedendo l’estensione delle regole sul TPA ai nuovi gasdotti off-shore di importazione dai paesi produttori. L’obiettivo dichiarato, di trovare un quadro normativo comune per la gestione delle infrastrutture di interconnessione, sembra lontano anche per via dei numerosi vincoli legali esistenti. Tuttavia, con questo emendamento la Commissione potrebbe essere riuscita a incrementare il suo potere negoziale nella partita per la gestione dei flussi del Nord-Stream 2.
Energie rinnovabili ed efficienza
  • Concessioni di grandi derivazioni idroelettriche: approvata la nuova normativa. Con il Decreto Legge “Semplificazioni” è stata approvata una revisione della normativa che riguarda le concessioni di grandi derivazioni idroelettriche. Si tratta di un nuovo tentativo di definire e stabilizzare le regole sulle gare per le concessioni che da ormai 15 anni vivono un periodo transitorio e di continui rinvii e per le quali è in corso una procedura d’infrazione da parte della Commissione Europea. Le principali novità riguardano il passaggio della proprietà delle opere alle Regioni e la possibilità per quest’ultime di assegnarle, tramite gare, a operatori privati, a capitale misto o mediante forme di partenariato. Inoltre le concessioni scadute potranno essere prorogate fino a fine 2023 e i concessionari dovranno versare alle Regioni un canone aggiuntivo oltre a quello demaniale. Infine è prevista la possibilità che le Regioni richiedano ai concessionari la fornitura gratuita di parte dell’energia prodotta da destinare ai servizi e a categorie di utenti nei territori interessati dalle derivazioni.
Piani Nazionali per l’Energia e il Clima Le operazioni di M&A per le rinnovabili Gare gas Indicatori Indici