Utility: prime proposte UE sul market decoupling. Chi rischia?

L'ultima seduta della settimana si è conclusa con una performance negativa anche per le utility, che hanno mostrato maggiore negatività del Ftse Mib.

Utility male prima del week-end

Ad avere la peggio nel settore è stata Hera che ha ceduto il 2,34%, seguita da A2A che è scesa del 2,16%, mentre Italgas ed ERG hanno riportato un calo del 2,1% e dell'1,8%.

Si sono mosse a braccetto Terna e Snam che hanno chiuso in rosso rispettivamente dello 0,69% e dello 0,58%, ma ad indossare la maglia rosa è stata Enel con un calo più contenuto dello 0,1%.

Utility zavorrate dall'impennata dei tassi BTP

Le utility sono state appesantite ieri dai pessimi segnali arrivati dal mercato obbligazionario che ha vissuto un'altra seduta di passione. Lo Spread BTP-Bund si è impennato, chiudendo a 213,43 punti base, con un rally del 4,11%, mentre l'affondo dei BTP ha portato a una nuova volata dei tassi, con il rendimento del decennale schizzato verso l'alto del 5,25% al 4,2985%.

Tornado alle utility, da Quotidiano Energia si è appreso che l'Unione Europea ha pubblicato le prime indicazioni sul market decoupling, ossia sulla separazione del prezzo del gas da quello dell’energia elettrica.

Utility: prime indicazioni UE sul market decoupling

Nella proposta dell'Unione Europea si parla di separazione dei mercati per i nuovi impianti rinnovabili che dovranno negoziare contratti CFD, se incentivati, o contratti PPA di lungo termine, se a mercato.

Si parla del mantenimento del cap a 180 €/MWh e dell'inclusione delle soluzioni di bilanciamento rete nei mercati energia.

Previsto l'obbligo di fornire a clienti domestici contratti a prezzo fisso per una quota di consumo ed obbligo di hedging minimo, con lo scopo di ridurre la rischiosità per i produttori.

Infine, nella proposta dell'Unione Europea si parla della spinta alla digitalizzazione dei consumatori per la trasformazione in prosumer, con lo scopo di consentire loro di partecipare al bilanciamento rete. Il testo definitivo sul market decoupling arriverà a marzo 2023.

L'analisi di Equita SIM

Secondo gli analisti di Equita SIM, l'introduzione di un mercato di lungo termine per le rinnovabili è un elemento positivo per il settore RES, che da maggiore visibilità ai rendimenti degli assets e va in linea con quanto già esistente sui mercati internazionali, che già prevedono mercati PPA di lungo termine.

A detta degli esperti è da verificare quale sarà il trattamento dell’Hydro: per ora nel documento dell'Unione Europea si parla solo di "nuovi" impianti RES.

Focus sul cap

Il mantenimento del cap proposto è comunque molto elevato e gli analisti di Equita SIM non reputano possa essere un elemento di limite ai rendimenti degli assets, anche se resta da verificare se poi i singoli paesi non utilizzeranno limiti più stringenti.

Da segnalare che è stato proposto dall'Unione Europea anche l’accorciamento dei tempi di autorizzazione che diventano di 9 mesi, rispetto ai 12 precedenti, nelle aree idonee e di 18 mesi contro i 2 anni di prima nelle altre aree.

Accorciamento anche per il repowering degli impianti che diventa di massimo 6 mesi e questo è positivo per ERG.

Le utility più a rischio con il market decoupling

Secondo Equita SIM il tema del market decoupling resta un elemento di rischio sopratutto per i produttori idroelettrici quali Enel, A2A e Iren.