Le tre società di trasmissione elettrica (la belga Elia, l’italiana Terna e la spagnola Redeia) hanno registrato un aumento medio degli investimenti del 48% rispetto al primo semestre dello scorso anno
Il 15 agosto scorso si sono concluse le presentazioni dei risultati del primo semestre delle principali utility europee di elettricità e gas. In generale, la maggior parte delle aziende ha ribadito i propri obiettivi operativi e di utile netto per l’anno, dando luogo ad una serie di eventi senza grandi sorprese per gli investitori. Si sono verificati effetti stagionali temporanei sui risultati, principalmente legati alle condizioni meteorologiche: una distribuzione non uniforme delle risorse idriche in Europa e un livello generalmente inferiore di produzione di energia eolica rispetto allo scorso anno.
Se escludiamo tutti questi effetti temporanei – spiega l’analista finanziario José Javier Ruiz su El Periodico de la Energia -, questa tornata di risultati riflette linee strategiche meno esplicite che hanno determinato il futuro del settore a breve e medio termine. Queste tendenze riflettono anche un conflitto tra i rischi a cui è esposto il capitale quando investe nel settore e l’attuale processo di decarbonizzazione in corso in Europa.
LE UTILITY PREFERISCONO INVESTIRE SULLE RETI
La prima tendenza è legata all’allocazione del capitale tra le attività che compongono la filiera del business elettrico. Anche questo semestre conferma uno sforzo di investimento a favore delle reti elettriche e un disincentivo a investire nel business della generazione di energia rinnovabile.
Le ragioni di questa decisione aziendale sono legate a criteri di investimento più severi e a una crescente avversione al rischio che sta portando il settore a investire in attività con ricavi protetti dalla regolamentazione, come le reti.
PER TERNA, REDEIA ED ELIA L’INVESTIMENTO MEDIO È AUMENTATO DEL 48%
Secondo i dati pubblicati da 20 aziende europee, le utility elettriche e del gas specializzate nelle reti hanno nuovamente registrato un aumento degli investimenti lordi nel primo semestre dell’anno. Le tre società di trasmissione elettrica (la belga Elia, l’italiana Terna e la spagnola Redeia) hanno registrato un aumento medio degli investimenti del 48% rispetto al primo semestre dello scorso anno.
Altre due società specializzate, le tedesche E.ON e RWE, hanno registrato un aumento dell’11% degli investimenti nelle reti e solo del 5% degli investimenti nel solare e nell’eolico onshore (senza alcun aumento degli investimenti nell’eolico offshore), rispettivamente.
Tra le aziende integrate più efficienti nell’allocazione del capitale, Enel ha registrato un aumento dell’8% degli investimenti nella rete rispetto allo scorso anno e un calo del 56% degli investimenti in eolico e solare. La spagnola Iberdrola ha registrato un aumento del 14% degli investimenti nella rete e un calo dell’1% degli investimenti in energie rinnovabili.
CRESCE LA DOMANDA DI ELETTRICITÀ DA GENERAZIONE FLESSIBILE
La seconda tendenza indica una crescente domanda di elettricità da generazione flessibile. Questa è rappresentata principalmente da tecnologie in grado di rispondere rapidamente alla produzione intermittente di energia elettrica rinnovabile, come il ciclo combinato e l’idroelettrico a pompaggio. L’aumento della produzione di cicli combinati nella prima metà dell’anno è stato spiegato non solo dalla minore produzione idroelettrica nell’Europa centrale e settentrionale (l’utility finlandese Fortum nel primo semestre ha registrato una perdita di 2,2 TWh di produzione idroelettrica e nucleare), ma anche da una maggiore domanda di generazione flessibile per regolare sistemi elettrici più volatili in termini di mix di generazione.
Il blackout iberico è stato forse il miglior esempio di questa volatilità, che secondo i dati di Enagas ha portato ad un aumento del 41% del trasporto di gas per la produzione di elettricità in Spagna rispetto al 2024. L’utility francese Engie nel primo trimestre ha registrato un aumento di quattro punti percentuali del fattore di carico medio del suo portafoglio di ciclo combinato in Europa.
PREZZI DELLE COPERTURE IN RIBASSO NELL’EUROPA SETTENTRIONALE
La terza tendenza è meno vantaggiosa per una parte del settore. Il calo dei prezzi all’ingrosso dell’elettricità nel 2023 ha avuto un effetto ritardato, trasferendo i prezzi più bassi dell’elettricità ai consumatori finali, soprattutto nell’Europa settentrionale, dove i contratti sono più a lungo termine rispetto all’Europa meridionale. Questo, unito ai prezzi del gas ancora più elevati rispetto a prima della crisi energetica del 2021, sta determinando una riduzione dei margini operativi per il settore della generazione.
L’impatto dei minori prezzi realizzati dell’elettricità è stato più significativo negli impianti a ciclo combinato, dove il margine termico (“spark spread”) è diminuito, mentre il fattore di carico è aumentato a causa della maggiore domanda di generazione flessibile. Ad esempio, la francese Engie ha registrato un calo del 46% del margine termico catturato nella prima metà dell’anno. A differenza delle altre due linee strategiche discusse, questa normalizzazione dei prezzi realizzati è più temporanea che strutturale, con una data di scadenza più ravvicinata.
L’IMPATTO DELLE STRATEGIE DELLE UTILITY SUL PERCORSO DI DECARBONIZZAZIONE IN EUROPA
Queste tendenze non dovrebbero far presagire un possibile deragliamento del processo di decarbonizzazione dell’Europa. I crescenti investimenti nelle reti contribuiscono a un percorso a lungo termine che spiana la strada allo sviluppo di nuova capacità di generazione da fonti rinnovabili, evitando la congestione della rete in Europa e consentendo la copertura della futura nuova domanda di elettricità. Tutto ciò sarà possibile, se verrà garantito un rendimento sufficientemente elevato da coprire il costo del capitale investito.