Aurora: configurazione ibrida può aumentare l’IRR dell’1%

Il Fer X è stato un successo per il solare fotovoltaico, con 7 GW offerti a meno di 60 €/MWh e 2 GW offerti tra 60 e 65 €/MWh, rendendolo il meccanismo alla base della crescita delle Fer in Italia fino al 2030. Allo stesso tempo, però, stanno emergendo nuove opportunità di mercato in Italia, anche funzionali ad ottimizzare i ricavi e a mitigare i rischi, hanno affermato gli esperti di Aurora durante un webinar.

Maddalena Cerreto, lead expert presso Aurora Energy Research, ha sottolineato che il Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (Tide) sta aprendo il mercato ausiliario alla generazione rinnovabile.

“Mentre l’ISP (MSD) era possibile solo per unità di produzione dispacciabili con capacità superiore a 10 MVA, Tide estende la partecipazione a nuove categorie di risorse con una dimensione minima di 1 MW”, ha ricordato Cerreto durante il webinar, aggiungendo che, nei prossimi due anni, la società di consulenza prevede un cambiamento nella ripartizione dei volumi sul mercato italiano dei servizi ausiliari e di bilanciamento. In altre parole, le energie rinnovabili e i BESS aumenteranno gradualmente la loro quota di mercato, mercato attualmente controllato dagli impianti termici.

Cerreto ha menzionato i tre principali cambiamenti derivanti dalla riforma Tide: la dimensione minima ridotta da 10 MW a 1 MW, la possibilità di aggregare le risorse e l’approccio di approvvigionamento nel mercato.

Ha inoltre elencato i possibili introiti derivanti dalla riserva di contenimento della frequenza (FCR), dalla Frequency Restoration Reserve automatica (aFRR), dalla FRR manuale (mFRR) e dalla riserva di sostituzione (RR).

Parlando del primo, ha spiegato che finora questo servizio (FCR) non è stato compensato. Quindi non c’è stato un incentivo economico per gli impianti.

“Anche se stiamo ancora aspettando i dettagli finali, questo diventerà un mercato. Quindi, si potrà contare su una remunerazione di un euro megawatt con un approvvigionamento basato sul mercato”, ha detto Cerreto durante il webinar.

Parlando dell’aFRR, Cerreto ha sottolineato che l’attivazione è automatica e richiede ulteriori investimenti in sistemi di controllo per poter elaborare il segnale di potenza centrale inviato dal TSO.

“Questo può essere un po’ impegnativo per gli impianti rinnovabili. D’altra parte, l’attivazione manuale nell’ambito dell’FRR manuale e della riserva di sostituzione è probabilmente fattibile per la maggior parte degli impianti rinnovabili senza investimenti ingenti”.

Cerreto ha sottolineato che nel mercato ISP (MSD) esiste un floor pari a zero, quindi non è possibile trarre vantaggio dalla “downward regulation” (regolazione al ribasso) e non esiste un approvvigionamento di capacità per i servizi.

Aurora ha lavorato a un’ottimizzazione di base e a un’ottimizzazione avanzata per valutare quanto un impianto possa guadagnare entrando nel mercato ISP in futuro.

“E la grande conclusione è che il potenziale di crescita è rilevante in tutte le zone, specialmente nella parte meridionale del paese, dove gli asset possono raggiungere fino al 2,5% di IRR aggiuntivo tramite l’ottimizzazione avanzata”, ha affermato Giulio Altese, analista senior di Aurora. L’IRR è anche noto come Valore Attuale Netto (VAN).

Altese ha evidenziato la differenza significativa tra i ricavi che un asset può ottenere partecipando all’ISP nelle zone meridionali e in quelle settentrionali del Paese. Questa differenza, ha sottolineato Altese, è determinata principalmente da due fattori: il fattore prezzo e il fattore volume.

“Il fattore prezzo è molto semplice. Il potenziale di partecipazione al mercato ISP (MSD) è maggiore durante le ore di prezzo basso della giornata e la zona nord registra un prezzo medio più elevato nel mercato del giorno prima, il che significa che vedremo spread inferiori rispetto alle risorse nel sud, dove le ore di prezzo basso sono più numerose e quindi in grado di ottenere spread più elevati rispetto alle loro controparti nel nord”, ha affermato Altese.

Parlando del fattore volume, Altese ha sottolineato che le zone del nord registrano una partecipazione più forte e quindi una concorrenza molto più elevata, soprattutto nel breve-medio termine, mentre gli elevati squilibri nel sud e la minore concorrenza rendono questo mercato molto attraente per gli asset già nel breve-medio termine.

Parlando delle asset solari con tracker in Sicilia, Altese ha sottolineato che la partecipazione ai mercati ISP (MSD) e Intraday (infragiornalieri) porta ad un aumento dei prezzi di acquisizione per le risorse di inseguimento solare in Sicilia di circa il 9% rispetto alla semplice offerta nel mercato day-ahead (DA – mercato del giorno prima). Ciò si traduce in un rialzo di 1,7 p.p. sull’IRR per una risorsa di inseguimento solare con COD 2026 (data di inizio delle attività commerciali).

Il webinar ha poi sottolineato il ruolo dei PPA nell’accumulo dei ricavi. Una clausola di non prelievo, che sospende i pagamenti dei PPA nelle ore con prezzi pari a zero/negativi, incide sui ricavi dei PPA, in particolare per gli impianti fotovoltaici. Altese ha anche sottolineato che il rischio di grid curtailment varia a seconda della posizione geografica, quindi l’ubicazione dell’impianto è un fattore fondamentale nella definizione dell’investimento.

“Quando i prezzi del mercato day-ahead scendono a zero, gli impianti possono comunque vendere la loro produzione nei mercati successivi, dove i prezzi rimangono positivi. È inoltre possibile ottenere ulteriori ricavi attraverso il trading nel mercato ISP in tutte le ore rimanenti, poiché questo mercato offre tipicamente premi positivi rispetto ai prezzi del mercato day-ahead”, ha affermato Altese.

L’analista senior di Aurora ha poi concluso dicendo che, mentre il monitoraggio dei progetti solari produce rendimenti elevati visti i prezzi di aggiudicazione, una configurazione ibrida può aumentare l’IRR dell’1%.

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