Sale A2A, il mercato scommette su stop alle gare e punta su rinnovo delle concessioni idroelettriche

(Il Sole 24 Ore Radiocor) - Viaggia tonico il comparto delle utility a Piazza Affari con A2a che guida rialzi. Secondo Quotidiano Energia tre emendamenti proposti all’interno del decreto Milleproroghe da Pd, Italia Viva e Forza Italia chiedono di sospendere fino al 31 dicembre 2025 le procedure di assegnazione delle concessioni di grande derivazione ad uso idroelettrico, incluse quelle già avviate. Inoltre, si chiede che le concessioni scadute e quelle che scadranno dopo l’entrata in vigore del Milleproroghe continuino ad essere esercitate dagli attuali operatori a condizioni invariate.

Se dovesse essere approvata, spiegano gli analisti di Equita, sarebbe una notizia positiva per Iren (produzione Hydro 1,2 TWh) e A2A (produzione Hydro 4,2 TWh) «che hanno oltre il 50% delle concessioni scadute, inoltre A2A ha attualmente una concessione già in gara che dovrebbe essere a questo punto sospesa». Inoltre, secondo i broker, sarebbe una buona notizia anche per Enel (produzione Hydro 21 TWh, +0,8% a Piazza Affari), «le cui concessioni scadono però tutte nel 2029». Gli esperti ritengono anche che la notizia «è in linea con la volontà del governo di arrivare all’approvazione dell’estensione delle concessioni ai gestori uscenti. Tale estensione è attualmente in negoziazione con la Ue e potrebbe rappresentare un catalyst positivo per le società nel 2025».

Sempre sul fronte utility da segnalare che la proposta di Fratelli d’Italia di coinvolgere il Gse nella stipula di contratti di lungo termine per l’acquisto di energia rinnovabile (PPA) ha riacceso il dibattito sul caro-energia. L’idea è quella di utilizzare l’energia ritirata con il FerX per consentire al Gse di stipulare Ppa (fisici o finanziari) con assegnazione tramite aste e in questo modo di stabilizzare i prezzi per le imprese, ma restano dubbi importanti sulla sua sostenibilità finanziaria, soprattutto considerando i prezzi attuali del mercato. Oggi il prezzo medio dell’energia elettrica in Italia è tra i 130 e i 140 euro/MWh, molto più alto dei 75 euro/MWh presi a riferimento nella proposta. Questo rende il meccanismo potenzialmente più costoso rispetto alle stime iniziali. Il Gse, acquistando energia tramite il regime FerX e rivendendola con contratti Ppa, dovrebbe coprire i differenziali tra i prezzi di mercato, i prezzi di riferimento e i prezzi di vendita. Con i prezzi attuali, questi differenziali potrebbero aumentare in modo significativo, generando maggiori oneri.

Secondo la proposta, i costi del meccanismo sarebbero coperti dai proventi del sistema Ets. Tuttavia, non è affatto scontato che queste risorse siano sufficienti. Se i ricavi Ets non bastassero, si aprirebbero due scenari possibili. Il primo sarebbe un intervento dello Stato: in caso di deficit, potrebbe essere necessario utilizzare fondi pubblici. Il secondo è un impatto sulle utility, con l'imposizione nuovi oneri regolatori alle aziende energetiche, rischiando di ridurre i loro margini e compromettere gli investimenti futuri. «Malgrado siano necessari maggiori dettagli per comprendere l’impatto eventuale sulle utilities, riteniamo che la proposta sia meno rischiosa rispetto all’imposizione di un price-cap sulla produzione rinnovabile esistente incluso idroelettrico, eolico, solare e geotermico esistenti non incentivato», spiega Equita.