La Nelson Review ha proposto un meccanismo di ingresso ai servizi elettrici che prevede un contratto di acquisto di energia all’ingrosso per progetti eolici e solari chiamato Regional Reference PPA.

Il contratto consentirebbe a un progetto di vendere una quota standardizzata della produzione regionale di energia rinnovabile a un prezzo fisso. Il venditore riceverebbe il prezzo fisso e pagherebbe il prezzo spot regionale variabile su un volume nozionale definito da una “reference fleet”. La produzione effettiva e i ricavi merchant del progetto rimarrebbero fuori dal contratto.

La regolazione finanziaria separa il contratto dalla produzione fisica. Il progetto continua a operare sul mercato merchant, mentre il pagamento del contratto dipende dalla produzione e dal prezzo di cattura di progetti simili nella stessa regione.

Nell’esempio sopra, aggiungere il contratto comporta un ricavo totale inferiore rispetto all’operatività merchant pura. L’operatore rinuncia a parte dei ricavi merchant in cambio di una maggiore certezza dei ricavi. Il risultato dipenderà dal prezzo fisso e dalla relazione tra i ricavi del progetto e la regolazione basata sulla fleet.

L’Amministratore ESEM acquisterebbe il contratto a lungo termine per coprire il periodo richiesto dal finanziamento del progetto. Avvicinandosi alla consegna, rivenderebbe prodotti standardizzati a più breve scadenza a operatori privati. L’indice fleet deve rendere il contratto negoziabile, mantenendo però un valore sufficiente per il finanziamento dei progetti.

Questo articolo spiega come viene regolato il Regional Reference PPA, come la reference fleet determina il pagamento e quali definizioni restano aperte. Nella Parte 2 verranno analizzati valore e rischi per i singoli progetti.

Sintesi esecutiva

• La regolazione è indipendente dalla produzione del venditore. Il contratto scambia un prezzo fisso con il prezzo spot regionale su un volume nozionale definito dalla reference fleet.
• Il contratto può ridurre la volatilità dei ricavi senza modificare l’operatività dell’asset. Un esempio di parco eolico ha registrato una volatilità mensile inferiore di due terzi rispetto all’operatività merchant pura.
• Un indice fleet crea un prodotto standardizzato. I progetti idonei usano lo stesso indice tecnologico regionale, consentendo all’Amministratore ESEM di gestire e rivendere il contratto.
• Diverse scelte progettuali chiave restano aperte, tra cui la composizione della fleet, i fattori di perdita marginale, i nuovi ingressi, i prezzi negativi e l’esposizione al prezzo spot.

Il contratto riduce la volatilità per il parco eolico illustrato

Il pagamento del contratto dipende dal volume e dal prezzo di cattura della reference fleet. Le variazioni del profilo di produzione oraria del venditore non modificano la regolazione.

Applicato ai ricavi merchant del parco eolico vittoriano illustrato, il contratto ha ridotto la volatilità mensile di due terzi tra giugno 2022 e luglio 2026. In pratica, ha abbassato i ricavi totali nei mesi merchant migliori e li ha sostenuti nei periodi di ricavi merchant più bassi.

Il Regional Reference PPA utilizza un indice fleet per creare un prodotto negoziabile

I progetti che usano la stessa tecnologia e regione negozierebbero lo stesso contratto. La reference fleet definisce il volume nozionale e il prezzo variabile usati per ogni venditore idoneo.

Un pagamento comune migliora la fungibilità. L’Amministratore ESEM può gestire contratti a lungo termine e rivendere prodotti a breve scadenza senza dover prezzare ogni asset singolarmente. I finanziatori valuteranno comunque i flussi di cassa complessivi del progetto, inclusi i ricavi merchant e la regolazione basata sulla fleet.

L’indice di produzione di riferimento misura la generazione dispatchata della fleet rispetto alla sua massima potenza possibile. La capacità contrattuale del venditore viene quindi scalata su quell’indice per ogni periodo di regolazione.

Ogni differenza tra i ricavi del progetto e la regolazione fleet rimane nella posizione complessiva di ricavo del venditore. La Parte 2 quantificherà questo “basis” e il suo impatto sul valore e sulla finanziabilità del progetto.

I prezzi di cattura variano all’interno di ogni regione

Il prezzo di cattura è altamente specifico per ciascuna località, anche per progetti con la stessa tecnologia nella stessa regione. Condizioni meteorologiche locali, dispatch e vincoli di rete influenzano quando ciascun asset produce energia.

La mappa mostra la gamma di risultati dei progetti rappresentati da un unico indice regionale. Il Regional Reference PPA viene regolato rispetto al prezzo di cattura della fleet, mentre ogni progetto continua a guadagnare il prezzo di cattura dalla propria produzione. La differenza rimane al venditore.

Il gruppo di lavoro non ha ancora definito quali asset formeranno la reference fleet. Restano aperte domande su eleggibilità dei progetti, risorsa base, fattori di perdita marginale, trattamento dei nuovi ingressi e governance dell’indice.

Le differenze di volume a livello di progetto restano al venditore

La generazione su scala fleet determina il volume contrattato, quindi la quantità nozionale sale e scende in base alla produzione della reference fleet. Tuttavia, risorse locali, disponibilità e vincoli fanno sì che i singoli progetti possano comunque produrre più o meno rispetto all’indice.

L’indice di riferimento ha raggiunto 0,36 per la fleet eolica del NEM nei trimestri più ventosi, mentre l’indice solare ha toccato 0,24 con una stagionalità più marcata. Questi movimenti a livello fleet determinano la quantità nozionale per ogni venditore idoneo.

La progettazione del contratto resta aperta alla consultazione

Il Regional Reference PPA è ancora in fase di sviluppo. La sfida principale è creare un contratto sufficientemente standardizzato da essere negoziabile, mantenendo però abbastanza valore per il finanziamento dei progetti. Composizione della fleet, esposizione al prezzo spot, trattamento dei prezzi negativi e allocazione dei rischi specifici dei progetti restano temi aperti.

Il gruppo di lavoro per la co-progettazione dei contratti elettrici raccoglie feedback fino al 2 ottobre 2026. Gli stakeholder possono partecipare tramite il modulo di consultazione.

La Parte 2 analizzerà come valutare il contratto per un singolo progetto. Verrà misurato il basis risk per la fleet eolica e solare, e testato l’effetto di vincoli, esposizione alla scarsità, fattori di perdita marginale, prezzi negativi e variazione della cattura fleet sulla finanziabilità.