Nel settore energetico si perdono più soldi per un mercato frainteso che per un impianto frainteso.
Un divario che costa soldi veri
Gli ingegneri ottimizzano l'impianto per la prestazione tecnica. I team commerciali ottimizzano la posizione per il prezzo. Le due conversazioni avvengono in stanze diverse, e le conseguenze si vedono.
Un parco eolico costruito dove la risorsa è eccellente ma la rete non può assorbire la produzione. Una batteria dimensionata per una durata che nessun flusso di ricavi di quel mercato premia. Un asset flessibile dispacciato per massimizzare la produzione quando il valore stava nell'essere disponibile in ore specifiche. Un power purchase agreement firmato su ipotesi di prezzo future che nessuno con conoscenza operativa è stato chiamato a verificare.
Ognuno di questi è un fallimento di traduzione, non di competenza.
L'asset è fisico e il ricavo è un costrutto di mercato. Qualcuno deve capire entrambi, e di solito non lo fa nessuno.
Questo è l'argomento per trattare i mercati dell'energia come una direzione ingegneristica, non finanziaria. Le persone che ne hanno più bisogno sono tecniche.
Cosa copre la direzione
L'ambito: economia dell'energia, mercati elettrici, politica energetica, regolazione e analisi degli investimenti.
Quattro aree.
Struttura del mercato. Mercati all'ingrosso, bilanciamento, servizi ancillari e meccanismi di capacità.
Formazione del prezzo. Merit order, prezzo marginale, scarsità ed effetto della generazione a costo marginale zero.
Strumenti di policy. Schemi di sostegno, carbon pricing, oneri di rete e loro interazione.
Investimenti. Economia di progetto, revenue stacking, allocazione del rischio e strutture contrattuali.
Perché i prezzi dell'elettricità vanno sotto zero
La cosa più utile da capire in questa direzione, perché spiega gran parte di un comportamento altrimenti incomprensibile.
L'elettricità in rete non si può immagazzinare. Domanda e offerta devono coincidere in continuo, secondo per secondo, altrimenti la frequenza devia e gli impianti si disconnettono. È questo vincolo a rendere strano questo mercato.
I mercati all'ingrosso di norma si chiudono al costo del generatore più caro necessario a coprire la domanda. Eolico e solare hanno un costo marginale quasi nullo, perché il combustibile è gratis, quindi offrono a prezzo prossimo allo zero e spingono fuori dal merit order gli impianti più cari. Quando la produzione rinnovabile è alta e la domanda è bassa, il prezzo di chiusura scende a livelli molto bassi.
Può scendere sotto zero, e le ragioni sono razionali.
Strutture di sussidio. Un generatore pagato per unità prodotta può restare in profitto anche a un prezzo moderatamente negativo, quindi conviene continuare a produrre piuttosto che fermarsi.
Costi di spegnimento. I grandi impianti termici e nucleari sono costosi e lenti da fermare e riavviare, quindi accettare un prezzo negativo per qualche ora può costare meno di un ciclo di spegnimento-riavvio.
Il sistema deve restare in equilibrio. Qualcuno deve assorbire il surplus, e un prezzo negativo è il segnale che paga chi lo fa.
Tre conseguenze commercialmente rilevanti. Il ricavo dei generatori rinnovabili non è semplicemente produzione moltiplicata per prezzo medio, perché la loro produzione è correlata a quella di tutti gli altri, quindi guadagnano meno proprio quando producono di più. La domanda flessibile e lo storage guadagnano esattamente da questa volatilità. E un mercato costruito sul prezzo marginale si comporta diversamente quando gran parte del parco ha un costo marginale prossimo allo zero, il che è un dibattito di policy attivo e irrisolto, non una questione già chiusa.
Dove si colloca nel dominio
Economia, mercati e politiche energetiche è la nona delle nove direzioni del dominio Energia, clima e nucleare di Astra Trainer, ed è quella che decide se tutto il resto viene effettivamente costruito. Connessione alla rete, durata dello storage, finanziamento del nucleare, offtake dell'idrogeno e investimenti in decarbonizzazione dipendono tutti dalla struttura di mercato e di policy.
Si collega soprattutto a sistemi energetici e reti elettriche, perché vincoli di rete ed esiti di mercato sono lo stesso problema visto da due lati, e a storage energetico, il cui intero business case è comportamento di mercato. Qui trovi le nove direzioni.
La capacità, il pagamento per esistere invece che per produrre
Un concetto che confonde sistematicamente chi arriva dall'ingegneria, e che decide la sostenibilità economica di moltissimi impianti.
Un mercato basato solo sull'energia paga i generatori per quanto producono. Il problema è che un sistema ha bisogno di abbastanza capacità disponibile nelle ore di domanda più alta, e un impianto che gira solo poche decine di ore l'anno non può recuperare i costi fissi da quelle ore a meno che i prezzi non siano altissimi, cosa che i regolatori sono riluttanti a permettere e ai consumatori non piace.
I meccanismi di capacità affrontano questo problema pagando l'impianto per essere disponibile, che produca o meno. Il generatore si impegna a esserci quando chiamato e rischia penali se non lo è.
Tre punti da tenere a mente.
È uno strumento di affidabilità, non un sussidio nel senso comune. Compra un'assicurazione contro la scarsità.
Il design determina cosa attrae. Le regole su durata, derating ed eleggibilità decidono se un meccanismo premia le turbine a gas, le batterie, la demand response o le interconnessioni, e piccole scelte di progettazione muovono miliardi.
È contestato. Gli economisti non concordano sul fatto che i meccanismi di capacità correggano un vero fallimento di mercato o sopprimano i segnali di prezzo che altrimenti attirerebbero flessibilità. Entrambe le posizioni sono sostenute seriamente e il design cambia molto da mercato a mercato.
Il curtailment, e perché la posizione decide i ricavi
Il meccanismo pratico per cui due progetti tecnicamente identici producono risultati finanziari diversi.
Il curtailment è produzione che si sarebbe potuta generare e non lo è stata, perché la rete non poteva accoglierla o il sistema non ne aveva bisogno. Succede per diverse ragioni: vincoli di trasmissione locali, sovrapproduzione a livello di sistema, requisiti di stabilità che richiedono un minimo di generazione sincrona in funzione, o prezzi negativi che rendono la produzione antieconomica.
Se un generatore viene compensato per la produzione soggetta a curtailment dipende interamente dal design del mercato e dai termini contrattuali, e questo varia molto.
Quello che segue è un insieme di realtà commerciali che gli ingegneri spesso imparano tardi.
La risorsa migliore non è il sito migliore. Una località con vento eccellente dietro una rete congestionata può guadagnare meno di una località mediocre con accesso garantito.
I prezzi differiscono per località nei mercati a prezzo nodale o zonale, a volte in modo drammatico, e la differenza riflette esattamente questi vincoli.
Lo storage co-locato cambia il calcolo, assorbendo produzione che altrimenti sarebbe soggetta a curtailment e spostandola verso ore a prezzo più alto.
Il rischio di curtailment è una variabile finanziabile. I finanziatori lo prezzano, e un progetto che non lo ha valutato correttamente scopre il divario nel momento in cui è più caro correggerlo.
I ruoli, uno per uno
Analisti di mercati energetici.
Trader di energia e ottimizzatori di dispacciamento.
Economisti dell'energia, in policy, regolazione e consulenza.
Specialisti di affari regolatori, dove il dettaglio del design decide gli esiti.
Analisti di project finance per infrastrutture energetiche.
Originator e strutturatori di power purchase agreement.
Asset optimisation manager, che gestiscono batterie e impianti flessibili contro il mercato.
Analisti di forecasting, per prezzo, domanda e produzione rinnovabile.
Analisti di policy in governo, autorità di regolazione e gestori di rete.
Chi può essere formato per farlo
Ingegneri di sistemi elettrici. La conversione a più alto valore in questa direzione. Chi capisce i vincoli di rete e poi impara la struttura del mercato diventa raro e prezioso quasi subito.
Personale operativo di impianto. Verso l'asset optimisation, portando i limiti operativi che un analista puramente commerciale sbaglierebbe.
Analisti finanziari. Verso la finanza dell'energia, con bisogno del contesto fisico e regolatorio più che di modellistica.
Analisti di dati e previsori. Verso il forecasting di prezzo e produzione, un'area in crescita dove il metodo esiste e manca la conoscenza di dominio.
Personale commerciale oil & gas. Verso i mercati elettrici, con l'avvertenza che la non immagazzinabilità dell'elettricità la fa comportare diversamente dai mercati delle materie prime che conoscono.
Professionisti di policy e regolazione da altri settori regolati.
Ingegneri che passano a ruoli di sviluppo, che hanno bisogno proprio di questo materiale e di solito non ne ricevono nulla.
Non è consulenza finanziaria o di investimento. Questa direzione copre come sono strutturati i mercati dell'energia e gli strumenti di policy. È contenuto formativo, non consulenza di investimento, trading, legale o regolatoria, e niente qui è una raccomandazione su un asset, un contratto o una posizione. Il trading di energia è un'attività regolata nella maggior parte delle giurisdizioni, soggetta a requisiti su abuso di mercato, reporting e licenze che variano da mercato a mercato e cambiano nel tempo. Le organizzazioni dovrebbero rivolgersi a un consulente qualificato per qualsiasi decisione specifica.
Cosa portare a casa
L'elettricità non si può immagazzinare in rete, e questo unico fatto fisico produce ogni caratteristica insolita del suo mercato.
I prezzi negativi sono un comportamento razionale sotto strutture di sussidio e costi di spegnimento, non un difetto del sistema.
I meccanismi di capacità pagano la disponibilità perché i mercati basati solo sull'energia possono non finanziare la riserva di cui un sistema ha bisogno, e il loro design decide cosa attirano.
Curtailment e posizione significano che due progetti identici possono guadagnare ritorni molto diversi, e quel rischio i finanziatori lo prezzano comunque, che lo sviluppatore lo abbia valutato o no.
E la persona preziosa qui è chi tiene entrambe le metà. Gli ingegneri che imparano il mercato diventano rari in fretta, e quasi nessuno li sta formando.
Perché i prezzi dell'elettricità vanno sotto zero?
Perché domanda e offerta devono coincidere in continuo, e i generatori con sussidi legati alla produzione o con costi di spegnimento e riavvio elevati pagano pur di continuare a girare piuttosto che fermarsi. Un prezzo negativo è il segnale che paga qualcuno per assorbire il surplus.
Perché i generatori rinnovabili guadagnano meno di quanto suggeriscono i prezzi medi?
Perché la loro produzione è correlata a quella di altri impianti rinnovabili nello stesso mercato, quindi i prezzi sono più bassi proprio quando producono di più. Il ricavo non è produzione moltiplicata per prezzo medio.
A cosa serve un meccanismo di capacità?
A pagare l'impianto per essere disponibile nelle ore di scarsità, perché un generatore che gira solo poche decine di ore l'anno non può recuperare i costi fissi da un mercato basato solo sull'energia senza prezzi di scarsità altissimi. Se questo corregga un vero fallimento di mercato è genuinamente contestato.
Perché la posizione cambia i ricavi di un progetto?
Perché i vincoli di rete causano curtailment, la compensazione per la produzione soggetta a curtailment dipende dal design del mercato e dai termini contrattuali, e molti mercati prezzano l'elettricità in modo diverso per località. Una risorsa eccellente dietro una rete congestionata può guadagnare meno di una risorsa media con accesso garantito.
Chi trae più beneficio dalla formazione sui mercati?
Gli ingegneri di sistemi elettrici, che diventano rari e preziosi una volta che tengono insieme il quadro di rete e quello di mercato, seguiti dal personale operativo di impianto che passa all'asset optimisation e dagli ingegneri che passano a ruoli di sviluppo.