Qualenergia intervista Barbetti

L’intervista completa è disponibile su Qualenergia

 

Con l’entrata in vigore del nuovo decreto 4 luglio 2019, noto come Fer 1, il mercato delle rinnovabili in Italia ha finalmente una data certa: il prossimo 30 settembre apre il primo bando per assegnare, tramite aste e registri, i nuovi incentivi a fotovoltaico, eolico e le altre rinnovabili elettriche più competitive.

Come reagirà il mercato? Ne abbiamo parlato con Tommaso Barbetti, analista della società di consulenza eLeMeNS.

Cosa dobbiamo attenderci dalla prima asta?

Non mi sento di dare numeri, ma mi aspetto un elevato grado di partecipazione rispetto al contingente, con netta predominanza dell’eolico, come emerge dagli impianti attualmente autorizzati. Per questo sono prevedibili ribassi abbastanza sostenuti.

In questa prima asta in cui le due tecnologie competono, questa predominanza dell’eolico smentisce i timori di chi prevedeva che il fotovoltaico avrebbe schiacciato l’energia dal vento?

Il timore ha un suo fondamento, ma, appunto, guardando le autorizzazioni sono relativamente pochi i progetti fotovoltaici, che ricordiamo devono essere su aree non agricole, per cui come volumi lo schiacciamento paventato non c’è.

Anche come remunerazioni sostenibili non vedo questo distacco siderale del FV: la forchetta è di gran lunga inferiore ai 15-20 €/MWh stimati da altri analisti, specie se il confronto viene fatto con impianti eolici in siti con buona ventosità e se si considera che il solare in aree non agricole ha opexsuperiori, dovuti al maggior costo dei terreni.

Aste particolarmente competitive potrebbero portare a remunerazioni talmente basse da rendere  per il fotovoltaico meno conveniente la partecipazione alle aste rispetto alla strada della market parity?

Sono due concetti differenti: al di là della remunerazione, la market parity pura comporta un livello di rischio più alto che non sempre vale qualche euro/MWh in più di remunerazione. Parzialmente diverso è il discorso per progetti sostenuti da PPA, che garantiscono un prezzo fisso, anche se per periodi in generale molto più brevi rispetto alle aste: per ora raramente si sono superati i 10 anni.

In sintesi, al di là di altre variabili, non so quanto il merchant possa rappresentare un’alternativa preferibile al nuovo meccanismo di sostegno, in termini finanziari di attualizzazione dei flussi di cassa. C’è da dire poi che, per come è disegnato, il meccanismo di supporto è una sorta di PPA virtuale con controparte pubblica: più che un incentivo, uno strumento di mitigazione del rischio, ma anche di condivisione delle opportunità, dato che in caso di prezzi molto alti sul mercato elettrico l’operatore “regalerebbe” allo Stato l’eccedenza rispetto al valore fissato.

Il nuovo decreto però ha il grosso limite di escludere gli impianti a terra su suolo agricolo…

Certo, quanto detto ovviamente vale per i progetti che hanno le caratteristiche idonee a partecipare ai bandi, ma, a prescindere da questo aspetto, per quanto si prevedano ribassi aggressivi nelle gare, bisogna tenere conto che nei PPA tra privati, che hanno durate molto più corte rispetto ai 20 anni di remunerazione garantiti dal Fer 1, vediamo valori di circa il 25-30% inferiori alla tariffa di riferimento delle aste (cioè sui 52,5-49 euro MWh e sappiamo che, in mercati come quello iberico, si arriva anche a valori sui  38-48 euro/MWh per contratti tra 5-20 anni di durata, ndr).

Anche i costi di transazione per stipulare un PPA sembrano favorevoli alle aste pubbliche: oltre a dover coinvolgere vari professionisti, per la stipula in un accordo tra privati di norma servono garanzie finanziarie onerose da impegnare per la durata del contratto. Poi va detto che più si va avanti e più è probabile che le aste siano meno affollate e dunque che ci sia la possibilità di ottenere remunerazioni più generose.

Potrebbe ripetersi quello che è successo su altri mercati come la Germania, dove le offerte sono state molto basse nelle prime gare per tornare a crescere in quelle più recenti?

Sì: a meno che non ci sia un’accelerazione senza precedenti nelle autorizzazioni, non è implausibile che anche in Italia si configuri una situazione simile, con aste che risultano corte (ossia con meno offerte rispetto al contingente, ndr). Magari non subito, ma dal 2021 in avanti lo vedo possibile. Potrebbe dunque essere strategicamente vincente aspettare aste con meno partecipanti, anziché competere nelle prime gare più affollate per remunerazioni più basse; anche se ovviamente l’attesa, basandosi su un’aspettativa, comporta un rischio che si pagherebbe nel caso che invece anche le aste successive vedano un’alta partecipazione.

Insomma, mentre nel settore molti hanno grandi aspettative sul FV non incentivato, al punto da considerare quasi marginale il nuovo decreto (si veda qui), dalla sua visione sembra che le aste pubbliche resteranno fondamentali per la crescita del grande fotovoltaico in Italia…

Io ho meno fiducia di altri analisti rispetto alla crescita del FV in market parity, che pure pesa per la maggior parte di progetti per oltre 1 GW che al momento sono in fase autorizzativa. Non credo affatto che il solare non incentivato possa bastare alla crescita che ci serve per raggiungere i target 2030.

Gli ostacoli infatti sono diversi: oltre al rischio prezzi e al noto effetto cannibalismo (si veda qui, ndr), c’è il collo di bottiglia delle autorizzazioni e non vedo questa grande richiesta di PPA verdi: alcune corporation hanno interesse, attirate soprattutto dalle green credentials, ma servirebbe una rivoluzione culturale per arrivare al potenziale di domanda della media industria italiana, molto prudente e ancora relativamente poco sensibile al tema della sostenibilità.

Non è un caso che i PPA per FV non incentivato in Italia siano stati siglati quasi tutti con trader, che però in futuro, man mano che il loro portfolio si saturerà di rischio di lungo termine, potrebbero frenare….prosegue su Qualenergia

DM Fer, inizia l’ora delle strategie

Per gentile concessione di Quotidiano Energia

 di Tommaso Barbetti – partner Elemens

Dopo una navigazione lunga 20 mesi, è finalmente approdato in Gazzetta Ufficiale il DM 4 luglio 2019 – meglio conosciuto dal mercato come DM Fer.

Si tratta, come ben noto, della misura con cui si darà sostegno a una parte del comparto rinnovabili (eolico on-shore, idroelettrico, FV non agricolo e gas residuati dei processi di depurazione – le altre fonti sono escluse) per i prossimi 2 anni abbondanti: è, nei fatti, il primo provvedimento “pesante” sul fronte decarbonizzazione che segue gli orientamenti del Piano Clima Energia (a meno che non si voglia includere in questo fronte anche il capacity market approvato a inizio luglio), nonché uno dei primi e anche ultimi colpi battuti dal Governo gialloverde nel settore energia.
La messa in porto del provvedimento è stata quanto mai difficoltosa – per certi versi in modo del tutto inatteso, dal momento che i suoi contenuti richiamano largamente quelli degli equivalenti decreti del 2012 e del 2016, se si fa eccezione per la scomparsa dell’accesso diretto agli incentivi (che segna probabilmente la fine del mini-eolico e di altre micro-tecnologie di generazione), la nuova declinazione della tariffa e una ridefinizione dei criteri di accesso agli incentivi.
E’ proprio in uno dei criteri di accesso che – anche questa è storia ben nota – il Decreto ha rischiato di incagliarsi: l’esclusione dall’accesso al sostegno degli impianti idroelettrici con sottensione di alveo, introdotta dal nuovo Governo asseritamente rispondendo alle preoccupazioni europee della DG Ambiente, ha invece acceso un alert sul provvedimento da parte di un’altra anima della Commissione, la DG Competizione, che ne riteneva discriminatoria l’esclusione. Si è usciti da quello che sembrava un vero cul-de-sac solo grazie a una soluzione di compromesso, che ha riammesso all’interno del decreto tutti gli impianti idroelettrici (soddisfacendo la DG Competizione) a patto che provino il rispetto, con modalità tutte da chiarire, di una serie di requisiti ambientali.
Lo sblocco dell’impasse sull’idroelettrico ha portato così, in tempi rapidi alle firme in calce al DM, che diventa così il più ampio piano di sostegno italiano sulle rinnovabili dal momento della fine degli incentivi “a sportello” (dal 2012, anno in cui finirono sia i Certificati Verdi sia i Conti Energia).
Sostegno – si è scritto poco sopra – e non incentivazione: i più attenti avranno infatti notato che gli stessi funzionari del ministero tendono a descrivere in questi termini le finalità del Decreto.
Il riferimento sembra andare allo strumento principe del provvedimento, il nuovo Contratto per Differenze (CfD) a cui potranno accedere fino a 7,1 GW tra eolico e fotovoltaico in area non agricola e quasi 200 MW di idroelettrico. Il meccanismo prevede infatti che gli operatori che accedano al sostegno ricevano di fatto una remunerazione fissa per un periodo tipicamente pari a 20 anni. In alcuni casi, come quelli dei grandi impianti eolici e fotovoltaici che parteciperanno in asta, non è improbabile che il livello di tale remunerazione possa scendere anche al di sotto del prezzo (anche futuro?) dell’energia, per effetto della competizione che sarà certamente aspra almeno nelle prime procedure. Si configura dunque una situazione in cui è possibile che gli operatori “incentivati” ricavino meno rispetto ai valori di mercato (in tal senso, barattando i potenziali maggiori ricavi ottenibili sui mercati con la certezza dei ricavi futuri e l’assenza di rischio) e, al tempo, lo Stato possa ottenere un risparmio dal “pagamento degli incentivi”: da qui discende il cambio di narrazione.
Una logica questa che – ci perdoneranno i puristi per l’improprio accostamento – ricalca quella dei Ppa, al netto della presenza del coinvolgimento di una controparte pubblica che comunque inizia a far capolino anche nei desiderata di chi invoca i contratti a lungo termine.
Cosa possono dunque portare a casa gli operatori dal provvedimento?
Certamente, per la prima volta da anni, un orizzonte temporale minimo su cui poter effettuare pianificazione, soprattutto per quel che riguarda l’eolico e il fotovoltaico non agricolo (in quest’ultimo caso, nonostante le difficoltà tecniche ed economiche legate rispettivamente alle poche aree disponibili e al costo dei terreni). Se molti operatori globali sono tornati a guardare all’Italia, questo dipende in parte dai contenuti del DM Fer (in altra parte dalla narrazione sulla market parity fotovoltaica nel Sud Europa).
Adesso inizia l’ora delle strategie, soprattutto per quel che riguarda la partecipazione in asta. Non ci sono dubbi che le prime saranno ben affollate, con un ipotizzabile impatto sui prezzi che emergeranno. A partire dal 2021, sarà probabilmente un’altra storia – le esperienze tedesche e francesi hanno già dato indicazioni in questo senso: le dimensioni attuali delle pipeline, unite alle ataviche lentezze nell’ottenimento dei titoli autorizzativi, in effetti lasciano pochi dubbi sul fatto che si assisterà ad un’inversione di tendenza che riporterebbe al centro del dibattito la semplificazione (o la velocizzazione) autorizzativa, il vero convitato di pietra nella festa della decarbonizzazione.