Batterie in Italia: seconda asta MACSE | Matteo Coriglioni, Aurora Energy Research

Grazie. Buonasera a tutti, grazie mille a Montel per l'invito, in particolare a te Enza. Eh, il tempo è tiranno, quindi cercherò di non trattenervi troppo dal prossimo, dal prossimo break. Quello che cercherò di fare nei prossimi 15, 20 minuti è darvi alcuni spunti su fattori che secondo noi sono da tenere, diciamo, sott'occhio in vista della prossima, della prossima asta MACSE, che si terrà in, in poco meno di un mese, e anche cercare di darvi una finestra su quelle che sono le, le analisi che stiamo svolgendo in termini di root market potenzialmente alternative al MACSE. Per chi non conoscesse, eh, Aurora, Aurora, come diceva Enza, è una società di consulenza che si occupa principalmente di power market forecasting a livello, a livello globale. L'Europa, come potete vedere, rimane il nostro, il nostro focus principale. Ovviamente, essendo una società nata 12 anni fa nel contesto UK, la parte di flessibilità e batterie, diciamo, è un tema che abbiamo approfondito molto, abbiamo approfondito molto negli anni, quindi è stato interessante vederlo arrivare, vederlo arrivare in Italia. Credo che tutti in questa stanza sappiano che cosa sia il MACSE. Molto, molto rapidamente, un-- volevo sottolineare un paio di aspetti del market design del MACSE che torneranno nel corso della presentazione. In primo luogo, la-- il contingente MACSE è-- ha una doppia anima, c'è una, c'è una componente nazionale e una zonale. Ogni asta MACSE, infatti, ha un target di capacità da procurare a livello nazionale, ma per ogni zona viene definito un massimo e un minimo zonale. Come potete vedere dalla parte destra della slide in alto, se guardiamo la prima-- i contingenti messi a disposizione durante la prima asta, la somma dei contingenti zonali eccedeva di circa 2 pun-- 2.5 GW il convi-- il contingente nazionale, il che significa che esisteva potenzialmente un margine di diverse allocazioni zonali del contingente nazionale. Dall'altra parte, però, questo margine probabilmente era abbastanza ridotto considerando che di 10 GW complessivi la somma delle, delle zone dava solo 12,5. L'altro aspetto che volevo, che volevo introdurre è il fatto che la prima asta che si è tenuta l'anno scorso ha messo a disposizione, come detto, 10 GWh. La prossima asta avrà un contingente un po' più alto di 16 GWh e quindi ancora più batterie potenzialmente potranno ricevere un contratto il pros-- potranno, diciamo, competere per un contratto il prossimo 24 novembre. Partiamo, prima di parlare della prossima asta, di quello che è successo l'anno scorso. Durante la, la prima asta MACSE, l'interezza di questi-- dei 10 GWh messi a disposizione sono effettivamente stati procurati e come potete vedere dalla, eh, dalla mappa sulla, sulla sinistra, quello che è successo è stato che in due zone il minimo che era richiesto per la zona ha effettivamente portato a degli asset che venissero procurati in quella zona. Cosa intendo dire? Prendiamo l'esempio della Sicilia, dove sono stati, dove sono stati awardi 0.5 GWh di contratti, in linea con il minimo richiesto dal design dell'asta per la zona. Dall'altro lato, il sud ha raggiunto il massimo possibile che poteva essere procurato in quella zona. Questo cosa significa? Che se l'asta fosse stata puramente nazionale, verosimilmente avremmo avuto ancora più contratti che sarebbero stati, diciamo, assegnati a asset in zona sud, potenzialmente a spese di asset in zona Sicilia e Sardegna. E quindi questa distribuzione, diciamo, dei minimi e dei massimi ha un impatto nella competitività zonale dei diversi asset. L'altro aspetto è quello dei prezzi, che potete vedere sul lato destro della slide. Si è discusso molto a seguito della prima asta, del fatto che probabilmente i prezzi medi che fossero usciti erano al di sotto delle aspettative più prevalenti, più prevalenti del mercato. Possiamo effettivamente vedere che tra le zone c'è un po' di eterogeneità. Effettivamente in Sicilia e Sardegna i prezzi medi e marginali sono un po' più alti proprio per questa dinamica del contingente minimo. In generale abbiamo avuto un marginale di circa 19 € e un prezzo medio assegnato di circa 13 €. Ora, se pensiamo alla prossima asta, iii miei colleghi ad Aurora hanno sviluppato un'analisi che fondamentalmente cerca di interrogarsi su cosa può succedere, eh, nelle, nelle aste future considerando quattro step principali. Il primo è analizzare quello che è il bilanciamento della domanda e dell'offerta nell'asta: quanti sono i contingenti che verranno messi a disposizione, come verranno distribuiti tra le zone. E lato supply, quanta potenziale competizione c'è in ogni singola zona e che caratteristiche ha questa potenziale supply in termini di capacità media, il tipo di attori che biddano, la duration e così via. Il secondo step è quello di andare a vedere, sulla base di distribuzioni probabilistiche, qual è il range di possibilità che diversi tipi di asset possono permettersi di biddare in un'asta. E su questo tornerò tra poco. Ovviamente poi, però questo come, come potete immaginare è più un-- un'analisi più confidenziale, andiamo anche a trarre le conclusioni in termini di quello che possono essere potenziali, potenziali clearing prices. Quindi volevo passare qualche minuto a discutere quello che vediamo al momento in termini di domanda, offerta e potenziale comportamento di bidding. In termini di domanda, come dicevamo, la domanda nazionale è più alta a questo giro con-- rispetto, rispetto all'anno scorso. Si passa da 10 a 16 GWh. Secondo me, ancora più interessante del fatto che sia più alta in assoluto, c'è da sottolineare come c'è un uso un po' più marcato di questi strumenti dati dal contingente massimo e dal contingente minimo zonale. Nella scorsa asta soltanto le isole avevano un contingente minimo, che gli permetteva quindi di essere awarded anche in caso di bid non competitive con il resto dell'Italia, e il contingente massimo è stato di fatto binding soltanto al sud. In questo caso vediamo che la somma dei contingenti massimi da un lato è di 23,5 GWh rispetto ai 16,5 di domanda totale per l'asta, e quindi lo spazio che c'è tra ciò che deve essere procurato e ciò che può essere procurato nelle diverse zone è più ampio. Questo aumenta lo spettro di distribuzione tra-- di contingenti assegnati a ogni zona che è possibile che si verifichino. L'altro aspetto è che, a differenza della prima asta, come potete vedere, ogni singola zona ha un suo requisito minimo, il che significa che si cerca di aumentare leggermente l'equità della distribuzione delle batterie. Su questo mi permetto di dire in maniera forse un po' troppo timida, in quanto in Sardegna è rimasto lo stesso contingente del primo giro, 0,5 GWh. Al sud e al centro sud quella barra minima non è servita nella prima asta e, come vedremo tra poco, verosimilmente non servirà nemmeno nella seconda. In Sicilia si aumenta un po' il contingente, il contingente minimo. Ovviamente ogni volta che si cerca di capire quali sono le prospettive all'interno di un processo competitivo, bisogna chiedersi quant'è la potenziale competizione, ovvero la partecipazione attesa. Su questo un paio di spunti che volevo sottolineare sono da un lato quant'è l'ammontare di asset che in-- già oggi, in questo momento, sarebbe teoricamente eleggibile. Poi discuteremo che questo non vuol dire che parteciperanno tutti, però in generale è comunque una metrica di competizione interessante. E l'altro, come la distribuzione zonale di questa capacità potenzialmente, eh, partecipante all'asta si paragona rispetto ai contingenti minimi e massimi zonali. Sulla sinistra possiamo vedere, questo è un dato al 1 luglio, quindi potete prenderlo come, diciamo, un, un livello minimo, l'autorizzato che c'è stato, eh, in Italia e che è ongoing. Qui per ongoing intendiamo in, eh, uno sta-in uno stage avanzato del proprio processo autorizzativo, quindi diciamo una pipeline che verosimilmente può ambire a partecipare all'asta. Non tutti riusciranno a completare questo processo, però diciamo questo è il numero di asset che quantomeno ci sta pensando, ha la ragionevole aspettativa di provarci. E a livello-- al-- solo a livello, diciamo, sud e Calabria vediamo che stiamo parlando di circa 34 GW, GW di asset, eh, in, in fase avanzata. L'altra zona che mostra una pipeline molto importante è il centro sud a 10,8, a-- e poi a seguire le isole. Quindi già ora possiamo dire, senza fare particolari assunzioni su qual è la durata di questi asset o quanti di questi asset effettivamente scelgono di partecipare, che non serve che partecipino in molti perché si raggiunga il contingente. L'altro aspetto, guardando sulla destra, è come la presenza di questa larga pipeline si traduce in spazio disponibile per ricevere i contratti nelle diverse zone. Qui le barre che osservate vi-- comparano da una parte quello che è il coefficient-- il contingente, scusate, nazionale totale, quindi i famosi 16 GWh, e quelli che sono il massimo e i minimi zonali contro una stima di potenziale partecipazione. Questa stima di potenziale partecipazione semplicemente abbiamo, abbiamo de-- questo è uno dei tanti scenari di potenziale partecipazione che abbiamo sviluppato facendo delle assunzioni in termini di quanti degli asset che sono già autorizzati partecipano, quanti di quelli che sono ongoing riescono a essere autorizzati e quanta parte, anche per quelli che partecipano, quanta della loro capacità totale effettivamente mettono, mettono ad asta. Quello che potete vedere, indipendentemente dalle specifiche assunzioni, è che nella stragrande maggioranza delle zone la barra nera è di gran lunga superiore rispetto a quelle che sono, a quelle che sono i contingenti potenzialmente, eh, diciamo contendibili. Due eccezioni che secondo me-- due eccezioni diciamo, due, due fattori, due zone particolarmente interessanti secondo me in questo contesto sono la Sardegna e il Centro-Sud. La Sardegna è l'unica eccezione in termini di qual-- diciamo dare per scontato che ci sia una fortissima competizione durante l'asta. In questo momento l'autorizzato in Sardegna è, è molto basso e anche l'ongoing non è altissimo. Il Centro-Sud, invece, rischia di essere la zona più penalizzata dalla nuova ridistribuzione dei contingenti minimi e massimi. Se torno un attimo alla slide precedente, potete vedere che il contingente minimo, eh, massimo perdo-pardon, che è stato messo al Centro-Sud è relativamente basso. Questo fa sì che essendo il Centro-Sud una zona che ha-- vede comunque una pipeline interessante, la seconda più alta risp-- eh, in Italia, si rischia di avere, diciamo, la maggioranza, eeeh, la zona in cui ci saranno più sconfitti dall'asta è probabile che sia il Centro-Sud. Per quanto riguarda l'aspetto invece di bidding behavior, quello che cerchiamo di fare è andare a, eh, simulare qual è il limite minimo che una s-- gli asset possono permettersi di biddare considerando quelle che sono le loro caratteristiche tecniche e finanziarie. Quindi al di là della matematica, che, che trovo sempre affascinante, però il punto qual è? Il punto è andare a vedere quelli che sono i costi, quello che è la struttura del capitale, quindi il ritorno che questi asset ri-- diciamo necessitano di ottenere per andare a costruire quello che è la bid minima, che considerando anche il fatto che una parte delle revenues di questi asset sarà merchant, i partecipanti al MACSE sono disposti, diciamo, sono potenzialmente in grado di offrire. E queste bid ovviamente non sono un solo livello. Esiste tanta eterogeneità all'interno di quelli che possono essere i livelli di costo, all'interno di quello che può essere il costo del capitale piuttosto che la struttura societaria o l'ampiezza dei singoli asset e anche di duration. Quindi in questa slide quello che potete vedere è la distribuzione statistica di queste minimum bid tra le zone e tra duration. Vi faccio l'esempio delle sei ore per capire meglio cosa stiamo vedendo. Le diverse curve che vedete nel grafico associate alle sei ore s-- rappresentano la probabilità per una batteria di sei ore di biddare a un certo livello in ogni zona. Quindi il picco, per esempio, della, della curva, della curva grigia rappresenta il fatto che in Calabria più del ve-- circa il 25% degli asset ha una probabilità di biddare intorno ai 20 € a megawattora se ha una durata di sei ore. Ovviamente questo è il bidding behavior che si possono permettere. Poi l'effettivo clearing dell'asta dipende da come queste distribuzioni vanno a incrociarsi con quello che è l'effettivo contingente messo a disposizione e soprattutto quanti asset esistono di ciascuna di queste categorie. Da questo possiamo comunque notare che più o meno in tutte le zone la duration a otto ore è quella che tende ad avere la distribuzione statistica più bassa. Questo semplicemente perché anche se dentro a-- gli operatori sono, diciamo, costretti, utilizziamo questo termine, a considerare le prospettive merchant post MACSE per avere una bid competitiva, in ogni caso il MACSE, essendo un regime estremamente tutelato e basato su il contratto fisso a 15 anni, tende a diventare una competizione di costo sul, sul kilowattora dove la duration più lunga ha delle efficienze. L'altro aspetto che ha fatto molto, eh, ha a-ha avuto molto impatto sul, sul primo round delle aste MACSE è stato la grandezza degli asset e la grandezza dei player. Se, eh, ricordate più o meno i risultati della, della prima asta, in parte abbiamo visto la duration media è stata di 6,7, eh, ore, ma soprattutto anche in termini di potenza gli asset che sono stati, eh, diciamo aggiudicatari del contratto erano asset molto, molto grandi e per circa i due terzi del contingente di proprietà della maggiore utility italiana. Questo cosa significa? Significa che c'è un vantaggio di costo potenziale da una parte per asset che sono particolarmente grandi, che magari non sono quelli più efficienti da un punto di vista dell'operatività sul mercato, ma che in un contesto in cui si compete sul costo ovviamente hanno, diciamo, un, hanno un edge, mettiamola così. E, e dall'altra parte, ovviamente, abbassare il costo del capitale, cosa che una utility o un p-- un player più grande può permettersi, anche riesce a, a dare dei vantaggi, che in questo caso noi stimiamo nel caso della, eeeh, della taglia dell'impianto intorno al 9% e invece intorno al 7% il vantaggio che si può ottenere grazie a una struttura del capitale che abbassa, che abbassa diciamo, sì appunto, il costo medio del capitale. Concludo andando leggermente oltre. Quello che abbiamo visto finora quindi ci dice che, eh, indipendentemente dagli specifici s-scenari e dalla strategia ottimale che si può adottare, eh, non serve probabilmente un, una ruspe per dire che la competizione sarà forte e che quindi non possiamo aspettarci prezzi molto, molto alti. Questo fa sì che... Da una parte il settore delleee, dello storage deve cominciare a-- ha cominciato anzi direi, a interrogarsi su root-to-market alternative. In realtà il MACSE ha un po' interrotto questo processo. Prima che venisse annunciato, lo storage in Italia era già in crescita grazie a strumenti come il capacity market, tolling e così via. Il MACSE ha centralizzato l'attenzione per circa un anno e mezzo. I risultati della prima asta probabilmente hanno riportato al centro del dibattito il fatto che forse può essere in alcuni casi anche conveniente fare altro. Eh, ovviamente i-l-il trading merchant delle batterie, eh, si scontra con un problema di bancabilità degli investimenti e quindi devono essere messi, diciamo, eh, sul piatto della bilancia per rendere questi asset finanziabili, anche delle forme di ricavi contrattualizzati. Però il MACSE non è l'unico modo per farlo. È esistito già dal 2019 il capacity market che, diciamo, le ultime novità hanno un po', eh, ridotto in termini di appetibilità lato ricavi per le batterie, però resta uno strumento per garantirsi un floor di ricavi contrattualizzati e a maggior ragione sta crescendo molto tutto il mondo dei tolling. Io qua parlo di tolling agreement, ma per chi èèè, diciamo, esperto del settore questa è una semplificazione. Esistono un sacco di strumenti di hedging, eeeh, che vengono negoziati con controparti private. E, eeeh, concludo con questa slide che fa vedere che non è sempre detto che il MACSE sia l'opzione migliore, eh, indipendentemente da tutto, anche considerando il fatto che essendo la root-to-market che garantisce la maggiore prevalenza di ricavi contrattualizzati, tende ad avere un vantaggio in termini di bancabilità. Quello che abbiamo provato a fare qui è considerare la IRR del progetto non solo in termini di flussi di cassa sul progetto, ma anche considerando la struttura finanziaria e quindi dando un vantaggio al MACSE in, in quanto è in grado di garantirsi, eh, più facilmente, in teoria, eeeh, l'EVA finanziaria per via della valta prevalenza dei ricavi contrattualizzati. Malgrado ciò, quello che si può, quello che si può osservare è che, per esempio, al Centro-Sud, una root-to-market basata su un capacity, un tolling e trading, può essere anche in grado non solo di avere dei ritorni sul progetto più interessanti, ma anche sull'equity, in quanto da un lato i prezzi max sono molto bassi e dall'altro la profittabilità al Centro-Sud è molto alta. Considerando, come abbiamo visto, che il Centro-Sud è una zona in cui probabilmente lo spazio a disposizione del MACSE con-- rispetto al numero di asset che ci sono è quello un po' più challenging, eh, questo può essere, può essere uno spunto interessante. Eh, leggo 40 secondi sul, sul mio counter rosso. Chi ha per-- chi ha presentato qua lo sa, è una cosa che mette un'ansia incredibile, però dovrei... Ci siamo. Pronto? Sì. Ecco, se ti accomodi comunque due minuti, fammi fare almeno una domanda brevemente. Volevo inan-innanzitutto, eh, chiederti sulla partecipazione, hai detto ovviamente che ti aspetti molta partecipazione anche in questo secondo round e capisco che non si possono dare dei prezzi in questo momento, però volevo capire, secondo te, considerando anche che il CapEx delle batterie, da quello che so, è salito in que-- dal-dall'ultima asta, quale sarebbe poi eventualmente il livello, eh, dove non sono più redditizi questi, queste, questi progetti delle batterie, eventualmente, ehm, in-- nell'asta MACSE? Cioè, possiamo effettivamente andare al di sotto dei 13.000 che abbiamo visto in media nel-nella prima asta, eeeh, e sarebbe ancora redditizio? Allora, ah, ovviamente non ci sono limiti alla provvidenza e non darò, e non darò numeri precisi. Detto questo, eh, come un po' si vedeva anche dalla distribuzione delle bid mostrate, in media io mi aspetterei che è più probabile che i prezzi a questo giro siano più alti che più bassi. Ok. Eeeh, per una serie di fattori. Uno è quello che citavi lato, lato, lato CapEx, in particolare il litio è salito. Eh, dall'altra parte, diciamo, nella prima asta, la mia percezione, questo è un parere personale, c'era molto l'idea che è il MACSE o la morte. Quella è la root-to-market, quella è l'opzione. Non tutti gli operatori la vedevano così, ma la maggior parte. Adesso invece, anche pensando un po' aneddoticamente al lavoro che facciamo noi, con la maggior parte degli operatori di mercato discutiamo attivamente di molteplici root-to-market. Il che significa anche che, secondo me, l'erosione dei margini che sono disposti ad accettare nell'asta MACSE è più probabile che sia minore piuttosto che più alta. Assolutamente. Ne faccio una sola e poi ti faccio andare perché siamo già-- abbiamo già sforato. Eh, ad ottobre abbiamo visto per la prima volta sul mercato del giorno prima i prezzi negativi, molto piccoli, molto veramente marginali per adesso, e soprattutto nelle zone del Sud e in Sardegna. Quindi, ehm, perché si formano e come cambia il business, il business case delle batterie in Italia? E come-- quale può essere il ruolo delle batterie proprio per affrontare questi prezzi negativi? Allora, sul, sul perché si formano potremmo avere un convegno di un giorno, lo, lo, lo evitiamo. Diciamo che in generale esistono diverse categorie di prezzi negativi, eeeh, quelli che mi piace chiamare prezzi negativi alti e prezzi negativi bassi. Eh, le dinamiche che stanno dietro tendono a essere un po' diverse. Eh, in Italia i prezzi negativi sul mercato del giorno prima sono legali da qualche anno. Semplicemente uno dei motivi che contribuiva al fatto che non si formassero era da un lato quello che ha mostrato il collega prima sul fatto della domanda residua, che anche in estate tende a essere piuttosto alta, dall'altro il fatto che sul-- sui mercati di sbilanciamento i prezzi non possono andare in negativo. Quello tende a essere un driver di prezzi negativi alti. I prezzi negativi che abbiamo visto sono più legati a dinamiche di, eh, produzione rinnovabile che malgrado ancora non riesca a far sì che la domanda residuale scenda come in altri paesi europei, è comunque in crescita. Quindi, il di-- il fatto che questi prezzi negativi noi abbiamo cominciato a osservarli, finché sono di quel tipo, è volendo una buona notizia, è uno dei sintomi del fatto che la penetrazione delle rinnovabili sta aumentando. Il ruolo delle batterie su questo è, eh, non, non cambia molto se il prezzo è 2 € o è -2. Tendenzialmente le batterie aiut-- iu-- aiutano a integrare questa over generation rinnovabile. I prezzi negativi sono una buona notizia per, per, per, per le batterie in te-- in ambito di trading. Eh, sta-sarà-- tutto dipenderà da quanto è veloce il deployment del solare contro le batterie per vedere se questo è un trend, che quanto aumenterà e in che tempi. Assolutamente. Poi vedremo se arrivano anche in bolletta questi prezzi negativi, ma dubito. Comunque niente, grazie ancora dell'intervento, della presentazione.