BESS, Key to Energy: il Macse è solo l’inizio

Il mercato sta rafforzando i segnali che valorizzano la flessibilità e l’efficienza e il Macse ha creato un floor al momento riferimento del mercato regolato per la pipeline in essere, 30 GWh che non sono rientrati nella prima asta. Questo il messaggio del webinar organizzato da Key to Energy venerdì pomeriggio.

“Rimane una pipeline importante. Abbiamo un patrimonio di progetti autorizzati in mano che dobbiamo sfruttare”, ha detto Francesca Egidi, partner di Key to Energy, durante il webinar.

Egidi sottolinea che, considerando sia la capacità già operativa che quella contrattualizzata, l’Italia deve ancora collocare oltre la metà della capacità BESS target al 2030, pari a 71,5 GWh.

“Assisteremo sempre più spesso a opportunità di time shifting per lo storage. Guardando lo spread catturabile dal parco storage, emerge che questo cresce nel tempo, fino a 50 €/MWh su periodi di 20-25 anni, pari alla vita utile di questa tecnologia”, ha detto Egidi.

La partner di Key to Energy ha poi sottolineato la riduzione importante dei costi BESS, negli ultimi mesi e anni, che ha portato a un cambiamento delle metriche chiave sullo storage.

“I progetti e le iniziative di tipo merchant sono molto-molto più attrattivi di quanto lo fossero alcuni mesi fa”, ha spiegato Egidi, commentando i risultati della prima asta Macse.

Le durate di 6-7 ore garantivano il miglior tradeoff tra l’ottimizzazione del business case e i coefficienti correttivi applicati da Terna, ha sottolineato Giorgio Perico, senior consultant.

Perico ha ricordato la forbice limitata dei vincitori del Macse e la convergenza su prezzi intorno a 15 k€/MWh. Perico ha ricordato i due estremi: 12k€/MWh/anno di Enel nel sud e 17,8k€/MWh/anno di NatPower in Sicilia.

Analizzando i possibili business models, Ilir Xaka, Senior Consultant, ha spiegato che lo schema puramente merchant, è caratterizzato da una maggiore rischiosità ma anche da un’elevata remuneratività rispetto a schemi completamente regolati.

La bancabilità dei progetti negli schemi regolati Macse è decisamente maggiore ma, parallelamente, gli IRR target sono più contenuti. I ritorni degli investimenti possono essere incrementati ulteriormente tramite l’ottimizzazione dei Capex e, nel caso delle configurazioni ibride, la realizzazione di ricavi nel mercato dei servizi oltre che nel mercato dell’energia, dice Xaka.

“La valorizzazione degli asset negli ultimi anni di vita utile a valle della scadenza del contratto con Terna possono rappresentare un ulteriore boost per l’IRR dei progetti”, ha detto Xaka, ricordando che il Macse copre 15 anni, lasciando ai progetti altri 5-10 anni di operatività totalmente merchant.

Il Capacity Market è uno schema adatto a operatori con solide competenze in campo energy management, ricorda Xaka, presentando gli IRR per le diverse strategie e mostrando come nella situazione contingente, caratterizzata da una marcata contrazione dei Capex, gli indici di redditività dei diversi business models crescano all’aumentare della componente merchant del revenue stacking.

Nel caso di un BESS con 4h di durata e 130.000 €/MWh, l’IRR di un progetto “MACSE hybrid” si attesta al 6,3% considerando un premio pari a 16.600 €/MWh/anno (inferiore al cost of new entry – CONE) mentre sale al 9,3% per un progetto inquadrato nel Capacity Market con un premio ipotizzato pari a 35.000 €/MW.

Simone Corbo, partner di Key to Energy, ha poi parlato dei diversi strumenti di hedging: pure tolling, tolling con profit sharing, energy market as a service, storage service agreement. Ha poi presentato una gamma di alternative possibili per poter strutturare energy management in grado di gestire asset programmabili sui mercati.

“Il tolling non è l’unico strumento possibile e ha ampi margini di personalizzazione”, ha detto Corbo. “La scelta dipende quindi da una serie di scelte finanziarie e operative”.

Corbo ha sottolineato che i progetti che hanno partecipato al Macse, anche se non selezionati, possono però sfruttare il lavoro già fatto.

Lorenzo Parola, managing partner di Parola Associati, è poi intervenuto inquadrando le tipologie commerciali.

“Route-to-market: un mandato a un trader per la partecipazione ai mercati anche di servizi e l’ottimizzazione dei ricavi nel contesto di un sistema di partecipazione agli utili, con profit sharing tra il 40 e il 60%. Il tolling, ovvero il diritto del toller di utilizzare la capacità dell’impianto a fronte di un corrispettivo fisso. La struttura di floor è una combinazione delle precedenti con revenue minime garantite al titolare dell’impianto”, ha detto Parola.

Stefano Cassella di Arcus Financial Advisors ha sottolineato che la struttura del project financing non è univoca ma dipende dal posizionamento e dagli strumenti utilizzati dal soggetto investitore ed è possibile la costruzione di modelli ad hoc che arrivino a soddisfare le condizioni per la bancabilità.

Ha chiuso il webinar Virginia Canazza, partner di Key to Energy

“I costi sono al minimo storico, ma non è detto che nel futuro i costi rimangano ai livelli di oggi, perché potrebbero cambiare le strategie commerciali dei produttori asiatici”, ha suggerito Canazza.

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