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Calo della domanda elettrica che continuerà anche per una maggiore efficienza energetica, overcapacity dovuta anche alla potenza da fonti rinnovabili e prezzi del MWh all’ingrosso destinati a continuare a calare: il quadro dipinto dall’ultimo report di Moody’s sul mercato elettrico italiano (allegato in basso) non è confortante per il termoelettrico e il capacity market in arrivo – secondo l’agenzia di rating – potrà fare poco per migliorare la situazione dei grandi dell’energia convenzionale.
Bassi prezzi del gas, domanda fiacca ed eccesso di capacità produttiva, secondo Moody’s, faranno continuare il calo dei prezzi dell’elettricità all’ingrosso, che scenderanno dagli attuali 48-51 €/MWh per assestarsi tra i 42 e i 47 € per MWh fino al 2020.
La riduzione della domanda di elettricità, dovuta a un maggiore impatto delle misure di efficienza energetica sui consumi, sta esercitando un’ulteriore pressione al ribasso sul prezzo dell’elettricità – si spiega – e il mercato elettrico rimarrà caratterizzato da un eccesso di offerta, nonostante la chiusura di molti impianti termoelettrici, peraltro ormai obsoleti.
Lo scenario dipinto è chiaro se si guarda al grafico in basso, che mostra un calo della domanda elettrica, disaccoppiato dal Pil che invece torna a crescere, c’è quindi una diminuzione dell’intensità energetica.
Nel contempo il parco elettrico italiano, nonostante le chiusure previste, resterà sovradimensionato:
Insomma, come scrive l’agenia “non si vede la fine della crisi della generazione convenzionale” in atto. Poco potranno fare anche le chiusure in arrivo (nel grafico sotto la previsione di come cambierà il parco elettrico italiano). Porteranno, si legge, ad effetti positivi per i cash flow operativi delle aziende, ma avranno un effetto limitato sui prezzi all’ingrosso. Molti degli impianti in chiusura operano, infatti, già al minimo carico o funzionano esclusivamente come back-up del sistema.
Nessuna ripercussione significativa sui prezzi dell’elettricità o sui cash flow delle società nemmeno con il capacity market, poiché il costo della capacità messa all’asta “sarà verosimilmente coperto con la cessazione degli schemi di copertura dei costi per determinati impianti idonei a fornire servizi essenziali al sistema elettrico”.
Le utility italiane maggiormente esposte a un ulteriore declino dei prezzi elettrici sono soprattutto Enel (Baa2, outlook stabile), A2A (Baa3, stabile), Edison (Baa3, stabile) e Compagnia Valdostana delle Acque (Baa1, stabile), data la loro significativa attività di generazione elettrica in Italia, mentre Hera (Baa1, stabile) e Acea (Baa2, stabile) risultano “molto meno esposte”.
Come potranno adattarsi le utility al contesto di prezzi bassi che si prevede? Reggerà meglio chi diversificherà il portafoglio di business, diminuendo l’esposizione all’attività di generazione elettrica, anche con cessioni di attività e riduzione della capacità produttiva, e aumentando la presenza nel settore delle vendite al dettaglio.
Escludendo la volatilità dei prezzi del gas e la generazione idroelettrica, Moody’s considera la riforma dell’EU ETS “il principale elemento di impatto sui prezzi dell’energia elettrica”. Un incremento sostanziale dei costi della CO2 andrebbe, infatti, a discapito delle centrali a carbone, mentre sarebbe un vantaggio per il segmento della generazione idroelettrica e avrebbe un effetto pressoché neutrale sugli impianti a gas.
In questo scenario, come si intuisce dai mix elettrici (grafico sopra), Cva ed Edison beneficerebbero di un aumento dei prezzi all’ingrosso, mentre l’impatto negativo sugli impianti termoelettrici di A2A ed Enel sarebbe sostanzialmente compensato, rispettivamente, dalla produzione idroelettrica e da un’esposizione relativamente elevata a fonti rinnovabili o a basse emissioni di CO2 in Spagna.
Il report “In Italy, Power Prices to Fall on Weak Demand, Low Gas Prices” (pdf)
