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Bracchi: "Operare in un mercato volatile? Una grandissima sfida" Stampa E-mail

Bracchi: “Operare in un mercato volatile?
Una grandissima sfida”

di Paola Sesti

COSA SIGNIFICA FARE ENERGY MANAGEMENT OGGI?
LO ABBIAMO CHIESTO A EP PRODUZIONE, QUINTO OPERATORE NAZIONALE CON UN PORTAFOGLIO DI GENERAZIONE COSTITUITO DA SEI
IMPIANTI (CINQUE A GAS E UNO A CARBONE) PER UN TOTALE DI 4,3 GW

Fare Energy Management si traduce operativamente nell’ottimizzare il portafoglio di generazione delle centrali elettriche su orizzonti temporali che vanno dal medio-lungo periodo al tempo reale e su mercati sia forward sia spot.
Per quanto riguarda EP Produzione, il portafoglio di generazione è costituito da cinque impianti a gas e uno a carbone dislocati su tutto il territorio nazionale - isole comprese - per un totale di 4,3 GW. Ma che cosa significa fare Energy Management oggi, in un momento come questo?

Nuova Energia lo ha chiesto a Natascia Bracchi, direttore Energy Management di EP Produzione. “Il nostro lavoro è diventato certamente più complesso. Ha iniziato a esserlo già dal secondo semestre del 2021, quando si è registrato un incremento importante e costante di tutte le commodity. Da allora ha preso avvio un movimento in ascesa che non si è più fermato”.

Dopo il crollo dei prezzi del 2020 a causa della pandemia, cosa è accaduto l’anno scorso?
Prima abbiamo assistito a un marcato recupero, con la domanda di gas sostenuta dalla ripresa delle attività produttive che nel 2021 ha portato il prezzo dai circa 20 euro/MWht di gennaio ai circa 30 di giugno. Già a partire dal mese di luglio, però, la riduzione dei flussi dalla Russia unita al basso import di GNL per la concorrenza dei mercati asiatici e agli scarsi stoccaggi hanno portato a un progressivo e più marcato aumento. A fine anno, inoltre, l’incremento del tasso di indisponibilità del nucleare francese insieme alla mancata generazione eolica in Germania e all’ulteriore riduzione dei flussi di gas russo hanno spinto i prezzi a livelli eccezionali, sopra i 180 euro/ MWht.

A cui si sono aggiunti i prezzi dei certificati di sostituire con emissione...
È così. Gli accordi e gli obiettivi europei di decarbonizzazione hanno determinato una forte spinta per il rialzo delle quotazioni e i prezzi sono passati, sempre nel 2021, dai circa 30 euro/tonnellata di gennaio agli oltre 80 euro di dicembre, segnando un record storico.

Si è trattato di un evento inaspettato?
Certamente inatteso nei livelli con cui si è manifestato. Lavoro in questo ambito dagli inizi del mercato elettrico, sono stata assunta proprio per studiarne il funzionamento; quindi parliamo di 18 anni fa. Questi andamenti così repentini, questa estrema volatilità e questi livelli dei prezzi power e gas - ma anche di CO2 e carbone - non si erano mai visti prima. Siamo di fronte ad un mercato mai conosciuto così volatile, con una dinamicità non soltanto da un giorno all’altro ma infragiornaliera. Questo rappresenta sicuramente una grossissima sfida.

È la stessa sfida per entrambe le fonti, carbone e gas?
In realtà per il carbone va fatto un discorso a parte. Le dinamiche di prezzo hanno un’incidenza anche per queste centrali di generazione elettrica, ma si tratta di impianti - quelli di EP Produzione - essenziali per la rete, che operano dunque sotto un particolare regime regolato (must run). Diversa la questione per i nostri gruppi a gas, che sono completamente merchant. Avere un mercato gas - che è il nostro input - che si muove in maniera così volatile anche a seconda delle notizie che costantemente si susseguono, e che chiude in termini orari dopo il mercato del power, è sfidante. L’input ha infatti una chiusura posticipata rispetto all’output, che per noi è l’energia elettrica. E quando il gas rimbalza, il power non segue immediatamente; c’è sempre un ritardo e i nostri margini, in giornate di forte volatilità, sono soggetti a molteplici variazioni. [...]

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