Il blocco di Hormuz non dovrebbe durare più di un mese e le forniture restano sicure, ma tensioni prolungate farebbero salire il prezzo del gas e dell’elettricità. L’Ue potrebbe accelerare su Ets e disaccoppiamento, ma attenzione ai rischi per le rinnovabili. L’analisi di Fitch Ratings
Il blocco di Hormuz durerà meno di un mese, ma il conflitto in Iran renderà i prezzi europei dell’elettricità più volatili nel breve-medio termine. In questo scenario, gli approvvigionamenti per l’Ue non sono a rischio. Tuttavia, il proseguo delle tensioni nella regione avrebbe un impatto significativo sui prezzi del gas e, di conseguenza, dell’elettricità. Il boom dei prezzi potrebbe spingere l’Ue ad accelerare sulla riforma degli Ets e sul disaccoppiamento dei mercati di gas ed elettricità, sulla scia del Dl Bollette. Ma queste misure potrebbero colpire la redditività delle rinnovabili. Sono i risultati dell’analisi pubblicata oggi da Fitch Ratings sulle conseguenze per l’Ue del conflitto in Iran.
IRAN, LE MINACCE PER UE E ITALIA
Il conflitto in Iran incombe sulle bollette italiane ed europee. Nell’analisi pubblicata oggi Fitch Ratings prevede che i prezzi dell’elettricità in Europa rischiano di essere “più volatili del solito nel breve-medio termine” a causa dell’instabilità geopolitica e delle decisioni politiche che influenzano sia le utility come produttori sia le aziende industriali come consumatori.
Il blocco dello Stretto di Hormuz e lo stop alla produzione di GNL qatariota sono le principali minacce per l’Unione Europea. L’interruzione del traffico marittimo nel canale durerà meno di un mese, secondo Fitch. Un conflitto prolungato, però, metterebbe in luce la vulnerabilità dell’Unione Europea sul fronte dell’energia e avrebbe un impatto significativo sui prezzi del gas e quindi dell’elettricità, anche in ragione della necessità di ricostituire le scorte di gas in un mercato già teso.
Tuttavia, le forniture dovrebbero essere al sicuro secondo Fitch, poiché i contratti di approvvigionamento di gas a lungo termine della regione riguardano principalmente GNL statunitense e gasdotti e la stagione invernale del riscaldamento sta per concludersi.
MEDIO ORIENTE, IL PREZZO MARGINALE FA SCHIZZARE I PREZZI
La riduzione significativa dei flussi di GNL attraverso l’importante snodo commerciale marittimo ha già fatto aumentare il prezzo del “Title Transfer Facility (TTF)” fino a circa 50 euro/MWh, il 50% in più rispetto alla media di gennaio-febbraio. Allo stesso tempo, Fitch rileva che i prezzi dell’elettricità baseload hanno raggiunto circa 150-160 euro/MWh in Italia e Germania, con un aumento di circa il 45% rispetto a febbraio. La ragione è che il sistema del “prezzo marginale” prevede che spesso le centrali a gas determinino il prezzo dell’elettricità in vari Paesi europei.
Fitch rileva che un aumento importante dei prezzi dell’elettricità farebbe sorridere parte dei produttori europei, ma aumenterebbe i costi per le industrie ad alta intensità energetica. Secondo gli ultimi rumors, l’Ue starebbe lavorando a un dossier per ridurre in maniera emergenziale i prezzi intervenendo proprio su questo meccanismo.
LA GUERRA IN MEDIO ORIENTE ACCELERA LA RIFORMA DEGLI ETS E IL DISACCOPPIAMENTO?
Il boom dei prezzi elettrici accenderebbe anche il faro della politica sul tema, accelerando le riforma degli Ets e l’ormai celebre disaccoppiamento. Tematiche centrali in Paesi come Italia, Germania e Polonia, dove i prezzi medi a gennaio-febbraio hanno toccato quota 110-130 euro/MWh a gennaio-febbraio, contro i 50-70 euro/MWh di Francia e Spagna. In particolare, Fitch ha citato il Dl Energia italiano, sottolineando che include misure per eliminare il costo dell’ETS per le centrali a gas quando presentano offerte di produzione, al fine di ridurre il prezzo dell’elettricità. Tuttavia, gli analisti avvertono che riforme volte a disaccoppiare i due mercati o ridurre il prezzo dell’elettricità potrebbero ostacolare la redditività delle società europee di generazione elettrica. In particolare, le più colpite sarebbero le filiere legate a tecnologie “price-taker”, quali eolico merchant (parchi che vendono energia direttamente sul mercato all’ingrosso), solare, nucleare e idroelettrico.
Un rischio mitigato dal fatto che, secondo Fitch, qualsiasi riforma richiederebbe tempo e dovrebbe bilanciare gli obiettivi di accessibilità dei prezzi con la necessità di sostenere lo sviluppo delle rinnovabili, per motivi ambientali e per ridurre la dipendenza dalle importazioni di gas. L’imprevedibilità della situazione ha effetti anche nelle modalità di valutazione dei profili di credito delle utility europee. Infatti, ha spinto gli analisti a decidere di considerare la disponibilità delle società ad adattare le strutture di capitale alle dinamiche di mercato o alle nuove regole Ue un fattore sempre più importante nelle valutazioni nel medio termine.
