Key to Energy: diminuzione delle ore con prezzo definito dal gas dal 60% attuale al 50% nel 2030

pv magazine Italia ha avuto il piacere di confrontarsi con Virginia Canazza, partner di Key to Energy (KtE), per capire le previsioni sui prezzi dell’elettricità in Italia e i fattori che faranno aumentarli (ETS) e diminuirli (rinnovabili). Abbiamo poi parlato di Entracap Fund, un fondo in cui KtE è partner tecnico, che vuole portare in sviluppo circa 100 MW di impianti rinnovabili entro il 2030.

Spiegate che il sistema gas europeo non avrà un trend facilmente prevedibile ma sarà interessato da una forte volatilità. Allo stesso tempo il sistema di formazione del prezzo in Italia è basato, molto spesso, proprio sul gas. Dal vostro punto di vista questo potrebbe cambiare nei prossimi anni, giusto? Sottolineate per esempio che nel nostro scenario di riferimento più del 60% delle ore il prezzo viene fissato dalla generazione a gas nel 2025, poco più del 50% nel 2030, circa il 30% nel 2050.

Il sistema di formazione del prezzo del mercato dell’energia in Italia (MGP, Mercato del Giorno Prima) si basa sul meccanismo del Sistem Marginal Price, ossia per ogni ora il prezzo è il risultato dell’incrocio tra la curva di domanda e offerta. L’ultima offerta accettata (la più alta in ordine crescente, offerta marginale) definisce il prezzo di quell’ora. Ad oggi, la curva di domanda è spesso saturata dalla tecnologia a gas in quanto le altre tecnologie non sono sufficienti a coprire la domanda in tutte le ore della giornata.

Il piano di sviluppo delle rinnovabili e dello storage (installazione delle batterie e realizzazione di nuovi impianti idroelettrici di pompaggio), consentirà in futuro di ridurre il numero di ore in cui sarà necessario mantenere accese le centrali a gas per saturare la curva di domanda e pertanto si ridurrà la percentuale di ore in cui la tecnologia a gas sarà marginale nei mercati dell’energia.

Da cosa dipendono queste previsioni?

Tutti gli scenari di Policy prevedono (tra cui PNIEC e Piano di Sviluppo Terna-Snam) un ingente incremento delle rinnovabili per rispettare gli obiettivi di decarbonizzazione dell’UE e una crescita importante dello storage per limitare l’overgeneration rinnovabile nelle ore di minor carico e poter utilizzare l’energia in eccesso quando il sistema lo richiede. Anche gli scenari KtE, basati sul monitoraggio dei progetti in sviluppo e sulla previsione dell’evoluzione dei fondamentali di mercato, seppur meno ottimistici di quelli di Policy in termini di rapidità di sviluppo delle FER e Storage, recepiscono tali target.

Possibile un disaccoppiamento del prezzo dell’elettricità da quello del gas? In quali condizioni e in quali orizzonti temporali?

L’Unione Europea e il Governo hanno messo in campo una serie di provvedimenti quali: l’Energy Release 2.0 e i decreti FER (non ultimo il FerX) per fornire strumenti di contrattualizzazione di lungo periodo per le rinnovabili che consentono, indirettamente, il disaccoppiamento del prezzo delle rinnovabili dal prezzo di mercato (oggi guidato dal gas). Sono allo studio meccanismi di disaccoppiamento che potrebbero avere un impatto sulla struttura del mercato, ma non sembra realistica una modifica del Market Design italiano nel breve periodo. Anche i PPA privatistici o lo sviluppo di rinnovabili con modello patrimoniale sono un meccanismo di disaccoppiamento che può essere implementato da subito dai consumatori.

Come cambierebbero le vostre conclusioni in questo caso?

È difficile fare una previsione di come cambierebbero le nostre simulazioni senza un framework che delinei almeno le macroaree di intervento.

Sottolineate che le quote gratuite ETS per l’industria saranno gradualmente eliminate entro il 2034 e quelle per il settore dell’aviazione entro il 2026. L’inclusione del settore marittimo nell’ETS1 aumenterà ulteriormente la domanda di permessi. Questo potrebbe esercitare un ulteriore pressione sui prezzi dell’elettricità all’ingrosso, giusto? Vuol dire che ci possiamo aspettare prezzi in aumento in Italia? In quale orizzonte temporale?

La forte volatilità che si è riscontrata negli ultimi anni a seguito del contesto geopolitico continuerà probabilmente a condizionare il mercato. Il sistema di Cap and Trade dei certificati di emissione è stato pensato per favorire la decarbonizzazione e, salvo di inversioni a U da parte dei legislatori, comporterà nuovi punti di equilibrio dei prezzi dell’energia rendendo ancor più attrattive le fonti rinnovabili. Nel breve periodo questi meccanismi comportano un inevitabile incremento dei prezzi dell’energia che torneranno a scendere proporzionalmente alla riduzione della generazione da fonte fossile, scalzata dalla sempre maggiore presenza di capacità rinnovabile.

Quali le differenze con altri Paesi europei in termini di scenari di prezzo al 2030 e al 2040?

Il mercato internazionale delle commodity impatta tutti i Paesi europei; tuttavia, l’impatto su ognuno di essi è diverso in quanto sono presenti mix di generazione e domanda caratteristica profondamente differenti. Anche la struttura dei costi che impattano sulla bolletta di ogni Paese sono profondamente differenti e le decisioni politiche (ad esempio, lo spostamento degli oneri di sistema sulla fiscalità generale) possono essere determinanti per alterare i trend di mercato.

Spiegate che l’investimento diretto da parte dei clienti finali nella generazione elettrica rinnovabile fotovoltaica, soprattutto nel caso di collegamento fisico tra impianto Fer e sito industriale, comporti l’accesso a energia a prezzi molto competitivi. Possibile presentare scenari di prezzo (forchette) per le diverse tipologie di clienti?

L’analisi è complessa e dipende da molteplici variabili, quindi il vantaggio della soluzione va studiata ed ottimizzata caso per caso.

Ma una cosa. Un cliente finale deve comunque corrispondere una serie di oneri, anche se auto-produce la propria elettricità, giusto? Gli scenari di cui sopra includono questi oneri? Possibile quantificarli?

Anche gli oneri, in relazione alla dimensione del cliente e agli eventuali incentivi presenti, cambiano nelle diverse categorie di clienti.

Che ruolo ha in questo Entracap Fund? Il fondo sviluppa, realizza ed eventualmente può gestire per conto del cliente finale gli asset rinnovabili. Giusto?

Sì, il fondo è strutturato per consentire ai clienti industriali di accedere al “disaccoppiamento”, ossia a prezzi dell’energia vantaggiosi e più stabili rispetto a quelli di mercato, tramite l’acquisto di nuovi impianti rinnovabili senza dover impegnare proprie risorse per le attività di scouting, permitting, realizzazione e connessione degli impianti, con un totale de-risking.

Quali le potenze che vi aspettate al 2026 e al 2030?

Il target del fondo è portare in sviluppo circa 100 MW di impianti rinnovabili.

Quali potrebbero essere i prezzi dell’energia per i soggetti industriali legati a Entracap Fund?

Come detto, non si può generalizzare, ma ogni caso va ottimizzato in relazione alla sua specificità. Non si tratta, comunque, solo di beneficiare di una sensibile riduzione del costo dell’energia ma anche di una sua stabilizzazione per l’intera durata della vita utile dell’impianto fotovoltaico, eliminando la volatilità tipica del mercato energetico (particolarmente elevata nel corso degli ultimi anni, complice la forte incertezza del quadro macro internazionale).

Che ruolo ha Key to Energy in Entracap Fund? È un partner tecnico, giusto? Cosa vuol dire?

Il partner tecnico di un fondo è uno dei soggetti che fornisce supporto e competenze tecniche specialistiche. In questo caso KtE è il partner che con circa 20 anni di esperienza nel settore dell’energia può portare al fondo tutte le competenze necessarie per valutare i diversi progetti delle pipeline, gestire al meglio la realizzazione degli impianti e fornire supporto nell’eventuale gestione degli asset per i clienti finali.

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