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

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