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La nuova governance dell’energia – Articolo di Elemens per Edison

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L’articolo completo è disponibile sul sito di Edison

24 marzo 2021

Lo scorso 12 febbraio, al momento della lettura della lista dei Ministri del nuovo Governo Draghi, un intero settore è balzato dalla sedia: il moto di stupore è derivato non tanto dai nomi letti dal Presidente, quanto invece dalla frase “Ministro dell’Ambiente, che assumerà la denominazione di Ministro per la Transizione Ecologica, assorbendo le competenze in materia energetica allo stato attribuite ad altri Ministeri e che presidierà il costituendo Comitato Interministeriale per il coordinamento delle attività concernenti la transizione ecologica: prof. Roberto Cingolani”.

La notizia, per il vero, arrivava inaspettata solo per chi non avesse seguito i resoconti delle giornate di consultazione – le parti sociali (e in particolare le associazioni ambientaliste) avevano già anticipato l’introduzione del nuovo Ministero: ciò non toglie che, in circa 30 secondi, si sia così cantato il de profundis dell’attuale governance del sistema energetico italiano, imperniata da oltre un secolo su Via Veneto (sede del Ministero dello Sviluppo Economico).

Come noto, infatti, gran parte delle responsabilità strategiche e operative connesse al settore dell’energia – riferibili agli idrocarburi come alle rinnovabili, alla generazione di energia come alla vendita, agli energivori come all’efficienza energetica – erano in capo al Ministero dello Sviluppo Economico, il dicastero al centro di ogni interlocuzione istituzionale per tutti i player di settore, con gli altri Ministeri, quali l’Ambiente, le Politiche Agricole e Forestali, i Trasporti, il MIBACT), che venivano chiamati in causa su specifici aspetti relativi a specifici provvedimenti (come nel caso delle biomasse per le Politiche Agricole e Forestali)…

…prosegue sul sito di Edison

Pubblicato il LookOut 28 (Q1-2021)

 

Elemens ha pubblicato il primo LookOut del 2021, presentato lunedì 22 febbraio 2021. Il titolo del report è stato: Numeri e previsioni per un anno normale.

 

Quali sono i temi del report?

In ogni campo il 2021 si è aperto con un carico di aspettative inevitabilmente elevate.

Anche il settore energia (e in particolare quello delle rinnovabili) non fa eccezione: alcuni provvedimenti di portata molto ampia (dalla definizione del Piano di Ripresa e Resilienza al recepimento della Direttiva rinnovabili) vedranno la luce entro l’anno, mentre altri, come il re-design del mercato elettrico, subiranno – dopo tanto discettare – una concreta accelerazione, mettendo di fronte agli operatori un epocale cambio di prospettiva sulle modalità con cui pianificare i propri investimenti e gestire i propri impianti.

In generale il 2020 ha lasciato al settore una dote enorme in termini di pipeline in via di sviluppo, che ci si aspetta che inizi a maturare già nel 2021 i propri frutti sotto forma di nuove autorizzazioni: in attesa di capire qual è la vera via verso un pieno percorso di decarbonizzazione, le aspettative sulla chiusura dei primi PPA diventano finalmente realistiche, pur restando numerosi ostacoli difficili da rimuovere.

Chi sarà protagonista nel corso dell’anno? Il 2020 appena concluso ha mescolato molte carte nel mazzo, ridefinendo il ranking dei primi asset owner e vedendo nuovi (e talora vecchi operatori) assumere un ruolo da protagonista: ciò ci consente di tracciare una prima mappa strategica dei player attivi in ogni fronte in Italia, permettendoci anche di fare un reality check rispetto ai tanti annunci e press release degli ultimi mesi.

A proposito di player attivi sul mercato, non mancherà la consueta analisi di inizio anno del market share dei trader delle rinnovabili del 2021, la cui evoluzione sarà valutata in un momento in cui si può fare il bilancio del mercato elettrico 2020 e, alla luce dei recenti movimenti rialzisti, gettare uno sguardo su quali driver stanno definendo le aspettative di breve periodo

Aldilà della tradizionale borsa elettrica, non è più possibile prescindere dall’osservazione dei mercati regolati, siano essi esiti di progetti pilota (come i sorprendenti risultati dell’asta Fast Reserve) o meccanismi a regime (l’asta prossima ventura del Capacity Market), che molto ci dicono su come il settore sta approcciando il nuovo promettente segmento dei BESS

Il capitolo sul nuovo design del mercato elettrico si sta arricchendo sempre di più, sia sul versante delle innovazioni già programmate (leggi: cosa ci dice l’Implementation Plan italiano su gate closure dei mercati, cap&floor, sbilanciamenti) sia sul fronte delle nuove idee per una riforma strutturale che assume sempre più un disegno organico, a dimostrazione – una volta di più – dell’importanza di fattorizzare scenari regolatori dentro i forecast di prezzo catturato per pianificare gli investimenti.

Di tutto questo si parlerà nella presentazione del LookOut Q1-2021(#28), in cui Elemens condividerà – come ormai tradizione – le proprie prediction di inizio anno sulla dimensione del mercato e sui temi che monopolizzeranno l’attenzione delle aziende. 

 

Per informazioni sul LookOut si prega di seguire questo link.

 

 

Elemens collabora con la XVI Edizione del Master RIDEF 2.0 (Politecnico di Milano)

 
 
 

 

T. Barbetti modera panel finance a Etalia Summit

 
 
 

 

Studio per Motus-E – mobilità elettrica

Lo studio è accessibile mediante questo link.

Prezzi elettrici in risalita: illusione o realtà? Articolo di S.A. Casa

Per gentile concessione di Rienergia

26 gennaio 2021

Che il 2020 sia stato un anno particolare anche per il mondo dell’energia è evidente a tutti: la situazione emergenziale, divenuta ormai strutturale, introdotta dalla pandemia ha ridotto i consumi elettriciabbassando i prezzi dell’energia (per la prima volta dal 2013 il PUN ha toccato il floor di 0 €/MWh). Se questo da una parte ha ridotto la spesa per i consumatori, dall’altra ha creato qualche mal di testa ai produttori rinnovabili, a causa dell’aumento della cannibalizzazione dei prezzi, e ai termoelettrici che hanno visto il clean spark spread entrare in terreno negativo.

Tuttavia, nonostante i timori di una crisi prolungata, benché il prezzo medio dell’anno 2020 abbia raggiunto il minimo storico, nel secondo semestre il mercato si è attestato a valori non distanti allo stesso periodo dell’anno precedente con una riduzione di 4 €/MWh, in linea con la contrazione della domanda (-3% vs secondo semestre 2019). Infatti, dopo il lockdown primaverile, caratterizzato da una vera e propria serrata di molti siti produttivi, domanda e prezzi elettrici hanno imboccato un trend crescente, invertito solo ad ottobre ma subito recuperato a partire da novembre, che ha portato la richiesta di energia elettrica di dicembre 2020 a superare il valore registrato nel 2019, evento simbolicamente rilevante considerando il contesto in cui si inserisce. Il dato che vede la domanda elettrica del 2020 in contrazione del 5,3% anno su anno non deve quindi trarre in inganno sull’effettivo stato di salute del mercato elettrico: la riduzione è dovuta principalmente ai mesi delle restrizioni più severe per combattere la pandemia, mentre la restante parte dell’anno ha soddisfatto le attese portando i consumi a 302 TWh, lo stesso valore previsto prima dell’estate da Elemens.

Il nuovo anno: commodities, domanda e soprattutto import

Non sorprende, quindi, che il 2021 sia iniziato con i prezzi elettrici in risalita rispetto ai mesi precedenti, ma a fronte della fiammata registrata nei primi venti giorni di gennaio (che vede il PUN crescere del 17% rispetto a dicembre 2020) e dello stato di incertezza che caratterizza i mercati energetici in questo periodo è lecito chiedersi, e cercare di capire, se questo aumento sia dovuto a una fisiologica risposta alla variazione dei classici driver di prezzo o se possa essere ricondotto a un cambiamento strutturale dei fondamentali tale da riflettersi sulle aspettative degli operatori di mercato. A tal proposito, nonostante l’approssimazione che caratterizza questo esercizio poiché concentrato su un periodo di tempo estremamente ridotto, può essere interessante confrontare il PUN delle prime tre settimane di gennaio del 2021 con lo stesso periodo dell’anno precedente valutando l’impatto dei singoli fattori sul prezzo.

Dall’analisi emerge come i tre fattori che solitamente influiscono in maggior misura sui prezzi di mercato – rinnovabili, domanda e costo delle commodities – in questo caso pesino solo per la metà dell’aumento su base tendenziale. Difatti se le rinnovabili – spinte soprattutto dall’eolico che, con una crescita superiore al 30%, bilancia le variazioni di PV e idroelettrico – smussano leggermente i prezzi, la domanda in lieve rialzo e i costi delle commodities in forte aumento (con il prezzo gas che registra un aumento maggiore del 50% rispetto a gennaio 2020) contribuiscono a una crescita significativa del PUN. La spinta decisiva al PUN al superamento dei 60 €/MWh è stata tuttavia data dall’import: gli scambi di energia sulla frontiera Nord con le nazioni continentali si sono ridotti circa del 40% andando ad aumentare la quantità di energia prodotta sul territorio nazionale con l’ovvia conseguenza, come suggerito dalla struttura del costo di generazione termoelettrica, di un innalzamento del Prezzo unico nazionale trascinato anche da una possibile riduzione della pressione competitiva sul parco di generazione. Il crollo dell’import è dovuto principalmente all’innalzamento del costo dell’energia a livello europeo che ha causato la riduzione del differenziale di prezzo tra PUN e zone continentali confinanti (-66% anno su anno) ed ha, a cascata, impattato anche gli scambi con l’Italia. La tendenza bullish che ha caratterizzato i prezzi spot ha diverse cause nei singoli paesi, ma verosimilmente i principali fattori di questo andamento sono da cercare, ancora una volta, nell’aumento del costo delle commodities e della domanda elettrica, quest’ultima alimentata dalle basse temperature (in Spagna i prezzi sono cresciuti fino superare in media i 70 €/MWh, una soglia raggiunta solo da due mesi negli ultimi 5 anni).

Cause delle principali variazioni tendenziali del PUN (elaborazioni Elemens)

Fonte: Elemens

Un mutamento delle aspettative?

Per capire se la fiammata sta producendo effetti strutturali, è utile anche volgere lo sguardo ai futures, valori che più riflettono gli umori degli operatori. L’aumento del PUN, sicuramente unito ad un cauto ottimismo sulla possibilità di contenere la pandemia grazie alla diffusione dei primi vaccini, ha contribuito a rialzare i valori delle quotazioni a termine: è significativo a tal proposito l’esempio dato dal prodotto mensile per il mese di febbraio 2021 che si è apprezzato di circa 10 €/MWh nel solo mese di dicembre, per poi continuare a salire anche nel corso di gennaio. Questo andamento è seguito quasi pedissequamente anche da altri prodotti, come ad esempio il baseload 2022 che crescendo gradualmente ha già recuperato 4 €/MWh nell’ultimo mese. Tuttavia, tale andamento dei mercati, pur collocandosi in un contesto rialzista abbastanza stabile potrebbe essere ancora soggetto ad una significativa volatilità, perfettamente comprensibile vista l’incertezza del periodo che potrebbe aumentare l’instabilità dei mercati.

Per sapere cosa ci riserveranno i prossimi mesi, soprattutto sul mercato a termine, sarà necessario tenere d’occhio le previsioni sull’evoluzione nel breve periodo della domanda elettrica – che risultano significativamente variabili e soggette a repentini cambiamenti legati all’evoluzione della pandemia – e del mercato del gas, recentemente soggetto a forte volatilità congiunturale.  Nel mentre, gli operatori rinnovabili potranno sfruttare questa finestra rialzista per provare ad ottenere condizioni leggermente più convenienti nella stipula dei contratti di lungo periodo.

 

 

Forum Qualenergia 2020, lo studio Elemens per Legambiente

Elemens ha presentato uno studio sulle Comunità Energetiche commissionato da Legambiente, nell’ambito del Forum Qualenergia svoltosi il 2 dicembre 2020. Maggiori dettagli sono disponibili a questo link.

Pubblicato il LookOut 27 (Q4-2020)

 

Elemens ha pubblicato il quarto LookOut del 2020, presentato martedì 24 novembre 2020. Il titolo del report è stato: I prezzi del futuro: gli input, gli output, i colori.

 

Quali sono i temi del report?

Nessuno ha poteri divinatori e non esiste una palla di cristallo, ma l’affidabilità di una previsione dei prezzi è maggiore tanto più si curano due aspetti essenziali in una prospettiva di decarbonizzazione: che il modello restituisca risultati coerenti alle assumptions che lo alimentano e che le ipotesi alla base dello scenario siano solide e analiticamente giustificate attraverso una conoscenza di dettaglio delle specificità italiane.

La presentazione del LookOut sarà dunque dedicata alla scenarizzazione dei prezzi, attraverso un’illustrazione analitica di tutti gli elementi che ci consentono di affermare che anche uno sviluppo di nuovi asset rinnovabili sia possibile e coerente con il mondo che ci aspetta.

Uno dei principali pilastri è il percorso di sviluppo della nuova capacità di fotovoltaico e eolico, e la relativa distribuzione zonale, il cui design non può prescindere da una conoscenza accurata di tutte le pipeline in corso di sviluppo, nonché degli elementi regolatori e normativi che sosterranno la crescita di lungo periodo. Per questo motivo, si analizzeranno le barriere e le opportunità regionali sullo sviluppoeffettuando dei focus sulle Regioni protagoniste di queste settimane (alcune investite da valanghe di istanze di AU) e sui passaggi in cui, in concreto, si stanno arenando le iniziative.

Benché le nostre previsioni di impatto del COVID-19 sulla domanda elettrica del 2020 si stiano concretamente realizzando, l’attualità della crisi sanitaria – e dei suoi effetti socio-economici – ci restituisce paradossalmente maggiori incertezze sull’evoluzione dei prezzi di mercato elettrico nel breve periodo rispetto alle aspettative di lungo periodo. Verso il 2040, il sistema elettrico sarà difatti guidato da una serie di eventi che riplasmeranno un mercato sempre più decarbonizzato, dei game changer che Elemens – alla luce delle prospettive regolatorie e di pianificazione – considera inevitabili per accompagnare lo sviluppo delle rinnovabili: phase-out del carbone e capacity market, sviluppo dello storage, Thyrrenian link e sviluppo rete, avvento dell’idrogeno – solo per citarne alcuni. 
Per ognuno di essi indicheremo i razionali sottostanti e le assumption evolutive, fino a definire – individualmente e in termini aggregati – gli effetti sui prezzi catturati dalla rinnovabili per giungere a rispondere alla fatidica domanda: i prezzi futuri sono in grado di sostenere gli investimenti di oggi?

 

Per informazioni sul LookOut si prega di seguire questo link.

 

 

Risultati aste Fer: guardare la luna, non il dito. Articolo di T. Barbetti

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

29 settembre 2020

Quasi il 70% degli incentivi disponibili per le rinnovabili non è stato assegnato: questa è la “notizia” – divenuta anche “dato politico” – connessa alla pubblicazione degli esiti del terzo round di procedure del Gse avvenuta lo scorso giovedì.

Già a giugno, alla pubblicazione degli esiti del secondo round – seppur in modo meno evidente le procedure furono sotto-partecipate – scrivemmo che un simile epilogo sarebbe stato quantomeno plausibile: una facile profezia, legata alla sempre più evidente scarsità di progetti “ready to build” sul mercato.
Eppure, per quanto attesa, l’entità della sotto-partecipazione non può non colpire: guardando alla sola asta dell’eolico e del FV non agricolo, appena 313 MW su 775 MW disponibili sono stati assegnati – il peggior risultato di sempre, con un tasso di non assegnazione pari al 59%, da quando le procedure competitive sono state introdotte nel 2013 in Italia. Bassissimo in particolare il contributo dell’eolico (poco più di 200 MW), con il FV industriale che – con oltre 100 MW – mostra un dinamismo che è facilmente riconducibile al minor tempo di ottenimento delle autorizzazioni: elementi questi che – si voglia per le percezioni del mercato (rafforzate dall’esito della scorsa asta), si voglia per la minor qualità di alcuni dei progetti presentati – hanno portato a ribassi medi molto contenuti.
Anche i registri per le piccole taglie, storicamente soggetti a forte competizione, sono stati sotto-partecipati, almeno nel caso di eolico e PV: solo i registri dell’idroelettrico hanno mostrato segni di vitalità, soprattutto però grazie al ridottissimo contingente di incentivazione (10 MW).
Due sono gli approcci possibili per commentare la vicenda e trarne le relative conclusioni.
Ci si può concentrare sulla sovrabbondanza della disponibilità di incentivi, sostenendo la tesi di un Governo che – se più attento nell’analisi dei fondamentali (i progetti autorizzati, su cui le informazioni sono però difficili da reperire e estremamente frammentarie, e dove il dato di Terna sulle richiesta di STMG nulla dice dell’attuale stato del mercato) – avrebbe dovuto ridurre i contingenti di incentivazione, a tutto beneficio dei consumatori sia in termini di volumi supportati sia di tariffe emergenti dalle procedure. E su questa base sostenere che si rende necessaria una revisione del meccanismo, ignorando forse che apportare modifiche in corsa al meccanismo è sempre complesso (per quanto non impossibile se si ragiona su un’estensione della partecipazione, come dimostra la soluzione trovata per l’ammissione in asta del repowering: nel corso dell’assemblea di Elettricità Futura, sia l’associazione sia Terna hanno indicato l’apertura delle aste al FV come una delle strade da percorrere) ed espone al rischio contenziosi, andando a incidere su aspetti quali la tutela del legittimo affidamento su cui il settore è sensibilissimo.
Oppure si può argomentare che non è l’offerta di incentivi ad essere eccessiva, ma la domanda (appunto, i progetti autorizzati) ad essere spaventosamente sottodimensionata, specialmente per un paese che si è posto l’obiettivo – nei prossimi 10 anni – di raddoppiare la produzione eolica e triplicare quella fotovoltaica.
Del resto, la carenza di progetti non è certamente riconducibile ad assenza di volontà da parte degli operatori: a partire dal 2018 lo sviluppo è arrivato a livelli mai registrati in precedenza, con quasi 1 GW di nuove istanze di autorizzazione presentate ogni mese (dati Elemens). Di processi giunti a termine, invece, se ne sono visti pochissimi: negli ultimi 12 mesi, sono stati autorizzati 179 MW di Wind e 703 MW di FV (dati Elemens), dato che – se letto assieme alle durate medie dei procedimenti (357 giorni per il PV, 1.558 giorni per l’eolico) – rende chiaro che la questione autorizzativa è drammatica soprattutto per l’eolico. Al riguardo, persino molti progetti eolici già autorizzati sono spesso non “eleggibili”: avendo iniziato il percorso autorizzativo molti anni fa, quando le attuali tecnologie non erano ancora disponibili, sono adesso alle prese con processi di varianti e proroghe rivelatisi farraginosi quasi tanto quanto l’ottenimento di nuove autorizzazioni – elemento, almeno quest’ultimo, su cui ci si augura che il Decreto Semplificazioni possa produrre qualche effetto.
Tra la tesi di un meccanismo mal pensato e quella di un enorme problema sistemico connesso all’autorizzazione delle infrastrutture – ci si perdoni l’assenza di originalità – ci convince più la seconda.