ALESSANDRO ALBARO PROSPETTIVE DEL MERCATO ELETTRICO ELA CESSIONE DELL'ENERGIA NEL DECRETOFER - Confapi Ancona

PROSPETTIVE DEL MERCATO ELETTRICO ELA
CESSIONE DELL’ENERGIA NEL DECRETOFER

ALESSANDRO ALBARO

INDICE
• EGO: Chi siamo

• Valorizzazione dell’energia: differenze tra RID GSE emercato
  libero

• Cosa sono le GO (Garanzie di Origine)

• Market Parity: Contratti a lungo termine (PPA)

• Conclusioni

EGO: CHI SIAMO
     OPERATORE INTEGRATO NELL’ENERGIA

                            EGO

     EGO Power          EGO Trade             EGO Venture

                 Fatturato 2018: 480 Mln €

                 40 dipendenti diretti

                 150 dipendenti complessivi

EGO: CHI SIAMO
                              TRADING ENERGIA
•   Trading energia elettrica, gas naturale e derivati
•   Acquisto energia da auto-produttori FER e CHP (c.d. PPA)
     • 1’500 impianti aportafoglio
     • 2’500 MW potenza nominalegestita
     • 5 TWh/anno di energia fisica dispacciata
     • 15% market share «non rilevanti» (# 1 del mercato), 7%eolici«rilevanti»
     • Gestione di qualsiasi fonte (FV,idroelettrico, eolico, biomasse, waste-to-energy,
        cogenerazione)
•   Vendita energia a reseller e clienti finali
     • Entro 2019 volumi attesi: 250GWh/anno
•   Trading e vendita gas naturale
     • 50 milioni metri cubi gas naturale venduti nell’anno termico2018-2019

EGO: CHI SIAMO
                   SERVIZI ENERGETICI EVOLUTI
•   Servizio di Bilanciamento per attività su MSD (Aggregatore UVAM)
     • 6 UVAM per oltre 100 MW nominali
     • 80 MW in asta Ternacostantementeoperativi
•   Trading certificati ambientali
     • Garanzie d’Origine (GO)       25 TWh/anno
     • Certificati Bianchi (TEE,CB_CAR)     400’000 TEE/anno
•   Servizi Energetici (ESCO) nel settore industriale
     • Oltre 70 siti gestiti
     • Circa 35’000 TEE/annogenerati
•   Energy management, monitoraggio e controllo, audit energetici

EGO: GRUPPO
                     FOCUS SULL’INNOVAZIONE
Investimenti cospicui nell’innovazione tecnologica mediante il corporate venture
capital EGO Venture

MERCATO ITALIANO
               QUADRO ATTUALE –FOTOVOLTAICO
 Impianti FV attualmente installati: circa
  20’000 MW (circa 800’000impianti)
 Nuove installazioni attuali: 400 MW/anno
    Piccoli impianti perautoconsumo
    Non servono incentivi diretti
          Esenzione oneri tariffari
          Detrazioni fiscali (50%)
 Volumi non trascurabili (5% del totale) con
  batterie (stimate oltre 10’000 installazioni
  per totale 50 MWh di capacità di accumulo, in
  rapida crescita)

MERCATO ITALIANO
                     QUADRO ATTUALE –EOLICO
 Impianti eolici attualmente installati: circa
  10’000 MW
 Nuove installazioni attuali: 250 MW/anno
 Attesa per il nuovo DM «FER1»
    Contingente da 5’600 MW aeolico e FV(in
       competizione tra loro)
 Molta attenzione al repowering / revamping
  (con il problema dello «spalma-incentivi non
  FV»)
 Miglioramento tecnologico importante
  (producibilità nuovi impianti almeno 2’500
  ore/anno equivalenti)

MERCATO ITALIANO
    QUADRO ATTUALE – IDROELETTRICO EBIOENERGIE
 Impianti idroelettrici attualmenteinstallati:
  circa 19’000 MW
 Nuove installazioni attuali: 40 MW/anno
 Il nuovo DM «FER 1» incentiverà non più di
  100 MW

 Impianti bioenergie attualmenteinstallati:
  circa 4’500 MW
 Nuove installazioni attuali: 5 MW/anno
 Non previsti incentivi nel nuovo DM «FER
  1», bloccate le proroghe degli incentivi sugli
  impianti esistenti

MERCATO ITALIANO
         STRATEGIA ENERGETICA NAZIONALE (SEN)
EVOLUZIONE DEL MIX GENERAZIONE – PRODUZIONE

Italia ben orientata a seguire il processo globale dell’energia «3D»
 Decarbonizzazione
 Digitalizzazione                    Tripla AAA da WEC Italia (novembre 2018)
 Decentralizzazione

MERCATO ITALIANO
      STRATEGIA ENERGETICA NAZIONALE (SEN)
EVOLUZIONE DEL MIX GENERAZIONE – PRODUZIONE FER

MERCATO ITALIANO
                 SCENARIO MERCATO
PREZZI ENERGIA

MERCATO ITALIANO
                                       SCENARIO MERCATO
PREZZO ENERGIA DA FOTOVOLTAICO
   Partendo dal prezzo base-load si deve considerare la «forma» del profilo di produzione (FVoppureeolico)

   Per impianti FV il profilo di produzione è relativamente «standard» (fisso aterra, tracker monoassiale….)

   Il prezzo «catturato» dal FV rispetto al prezzo base-load dipende dall’ubicazione dell’impianto (zona di mercato) edalle
    specifiche caratteristiche

         Nord     -5%
         Centro-Nord  -5%
         Centro-Sud  -10%

   Situazione di mercato in evoluzione

   Problema degli oneri di sbilanciamento          delta orario tra programma e consuntivo di produzione, dipende
    dallo
    sbilanciamento zonale (c.d. «single» / «dual» price)

         Attualmente onere medio sull’intera produzione: 0,50 - 1,50 Euro/MWh

MERCATO ITALIANO
                                       SCENARIO MERCATO
PREZZO ENERGIA DA EOLICO
   Per impianti eolici il profilo è di volta in volta molto specifico    difficile o impossibile definire criteri
    univoci

   Genericamente:
       Nord  -2%
       Centro-Nord  -5%
       Centro-Sud         -10%
   Situazione di mercato in evoluzione

   Problema degli oneri di sbilanciamento          delta orario tra programma e consuntivo di produzione, d
                                                                                                            ip
                                                                                                             e
                                                                                                             n
                                                                                                             d
                                                                                                             e
    dallo sbilanciamento zonale (c.d. «single» / «dual» price)

       Attualmente onere medio sull’intera produzione: 1,50 - 6,00 Euro/MWh

DIFFERENZE TRA GSE EMERCATO LIBERO
                               I 3 COSTI DEL RIDGSE
•   COSTI AMMINISTRATIVI:

•   COSTI DI SBILANCIAMENTO: sono i costi chetutti gli operatori del mercato sostengono masui
    quali il GSEnon pone particolare attenzione in quanto vengono ribaltati interamente sul
    produttore

•   COSTI PER MANCATA REMUNERAZIONE GO: Lavalorizzazione delle GO (Garanzie di Origine)
    per chi è in RID GSEresta nelle tasche del GSE

DIFFERENZE TRA GSE EMERCATO LIBERO
     COSTI DEL RID GSE: IMPIANTO DA 1 MW ≈ 4’110,00 €/anno

•   COSTI AMMINISTRATIVI: 600 €/anno: è un costo fisso e si paga agennaio di ogni anno
•   COSTI DI SBILANCIAMENTO: valore medio Gen-Nov 2018: 1,70 €/MWh che per un
    impianto che produce 1’300MWh/MWp equivale a2’210,00 €/anno; è un costo variabile
    che oscilla mese per mese; è incrementato apartire da settembre 2017 aseguito di un
    cambio di normativa che ha modificato la formula di calcolo degli sbilanciamenti.

•   COSTI PER MANCATA REMUNERAZIONE GO: negli ultimi mesi del 2018 c’è stata una
    forte crescita del prezzo delle GO. Ora il prezzo è sceso ma per un impianto che produce
    1’300MWh/MWp il mancato guadagno può arrivare fino a1’300,00 €/anno

DIFFERENZE TRA GSE EMERCATO LIBERO
                      COSA PUO’ OFFRIREEGO
•     Opzioni di Prezzo: Prezzo indicizzato (Pz) o prezzo fisso (il GSEnon lo offre)
•     Nessun costo amministrativo
•     Riduzione o annullamento dei costi sbilanciamento
•     Pagamenti almeno 30 gg in anticipo rispetto al GSE
•     Valorizzazione delle Garanzie d’Origine (GO)

    3’100/4’100 €/anno di vantaggio rispetto al RID GSE per ogni MW

GARANZIE DI ORIGINE (GO)
 AUMENTO DEL VALORE DELLE GARANZIE DI ORIGINE (GO)
Lavalorizzazione delle GO è possibile solo sul mercatolibero

GARANZIE DI ORIGINE (GO)
  AUMENTO DEL VALORE DELLE GARANZIE DI ORIGINE (GO)
Solo un trader che lavora su tutti i mercati europei può garantirvi il
miglior prezzo perché intercetta il mercato piùremunerativo.

MARKET PARITY: LONG TERM PPA
                     LONG TERM PPA - PRODUZIONE

•   Primi progetti test di medie (10-20 MW) e grandi dimensioni (50-100 MW) con
    formule finanziarie contrattuali diverse aseconda dei soggetti
•   Mercato maturo per grandi impianti ma anche impianti minori (1-5 MW) grazie alla
    riduzione costi dei componenti fotovoltaici (moduli e inverter) e alla previsione di
    aumento del prezzo dell’energia. Costo medio 600’000 €/MW.

•   Avvio di piattaforme con prezzi forward superiori i 5 anni che ridurranno così il rischio
    volatilità per tutti gli interpreti dei progetti.

MARKET PARITY: LONG TERM PPA
                   LONG TERM PPA - PRODUZIONE

•   Developer – Fondi/IPP – Trader – Banche
•   Al momento i più grandi impanti in market-parity connessi alla rete sono i 63 MW a
    Montalto di Castro (VT) e i 40 MW in Sardegna. Questi impianti sono stati
    contrattualizzati da EGO Trade. Ora sono in costruzione altri impianti: 17 MW in Sicilia,
    70 MW nel Lazio, 20 MW in Basilicata e altri in arrivo per fine 2019. Siamo presenti in
    molte operazioni e crediamo il mercato conterà i GW dal 2020.
•   Indispensabile avere una struttura adeguata con skills specializzate, copertura
    finanziaria, risk management e utilizzo di nuove tecnologie (digital energy)

MARKET PARITY: LONG TERM PPA
                  LONG TERM PPA - CORPORATE
•   Grandi aziende del settore ICT(Google, Amazon, Apple…) o grandi retailer
    (IKEA…)puntano molto sui «corporate PPA»,mentre in Italia il mercato deve
    ancora partire

MARKET PARITY: CORPORATE PPA
                LONG TERM PPA - CORPORATE
                          Possibilitàdi ottenere elevatavisibilità sulmercato come
                          azienda Green e raggiungimento di obiettivi di
Visione Green             sostenibilità. Nel Nord Europa e USA i consumatori
                          pongono attenzione aqueste caratteristichee spingono
                          leaziendead investirein energia rinnovabile.

  Livello di               Grandi energivori, pubblica amministrazione e
  consumo                    processi di aggregazione dei consumatori
                                possono fare da volano al mercato.

                          Mercati forward con maggiore visibilità e
Visione lungo             liquidità; lo sviluppo di piattaforme di incontro
   termine                tra domanda e offerta possono aiutare la
                          formazione di una cultura di acquisto long-term
                          chein Italiamanca.

MARKET PARITY: SCENARI PPA
                           FORMULAZIONE PPA
•   Durata media : 5 – 10 anni
     • All’estero (Scandinavia, Nord-America, Spagna) anche 15 – 20anni
•   Prodotti:
     • «Pay-as-produced» (l’Acquirente ritira tutta l’energia prodotta, qualunqueessa
       sia)
     • «Fixed volume Base Load» (il Venditore si impegna aconsegnare un profilo
       baseload con CfD)
     • «Physical» (viene compravenduta l’energia «fisica» prodotta dall’impianto)
     • «Financial» (non viene compravenduta l’energia «fisica», il PPAfungeda
       «derivato finanziario»)

MARKET PARITY: SCENARI PPA
                            FORMULAZIONE PPA
•   Formule prezzo:
      • Prezzo fisso per l’intera durata contrattuale (fino a 10-12 anni)
      • Prezzo fisso per 5 anni, poi prezzo variabile (indicizzato al mercato spot-MGP)
      • Prezzo variabile con cap & floor
      • Prezzo variabile soltanto con floor
      • Prezzo variabile con upside sharing sul cap
•   Oneri vari inclusi o esclusi: CCT(= PUN – PZ), sbilanciamenti, adempimenti REMITetc.
•   Necessario / opportuno coinvolgere tutti gli attori fin dall’inizio:Sviluppatore,
    Investitore, Banca, Trader

CONCLUSIONI
                  VANTAGGI DEL MERCATO LIBERO
•   Elimina i costi ( Almeno 3.500,00 €/MW di guadagno rispetto al GSE)
•   Offre dei servizi remunerativi aggiuntivi come la Valorizzazione delle GO che il GSE
    tiene per sé e non paga.
•   Ti rende un utente attivo e non passivo come con il GSE, tenendoti aggiornato sulle
    novità e opportunità del nuovo mercato dell’energia: Market Parity, Servizi alla rete,
    MSD

•   Pagamenti in anticipo rispetto al Gse
•   Un unico referente e sempre disponibile per la gestione della tua energia

Grazie per l’attenzione
  alessandro.albaro@ego.energy

               EGO TradeS.p.A.
     Via F.Romani 9 – 16122 Genova(I)
            Tel.+39.010.8050.111
           Mob. +39329-8428260