Rinnovabili, la fine degli incentivi cambia il business model

I prossimi decreti sulle rinnovabili, in largo ritardo rispetto al programma e con una dotazione finanziaria modesta, saranno con ogni probabilità gli ultimi. Questa dinamica si innesta nel nuovo target FER del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima che prevede l’installazione di circa 40 GW addizionali tra eolico e fotovoltaico al 2030. Appare dunque ineludibile che il raggiungimento di tali ambiziosi obiettivi passi per lo sviluppo degli impianti FER senza incentivi e cioè in grid parity.

Con il termine grid (o market) parity si intende quella situazione in cui il prezzo dell’energia prodotta da un impianto FER è pari al costo di acquisto di energia dalla rete, che invece si basa prevalentemente sulla produzione elettrica da fonti fossili (quantomeno in Italia). Attualmente la condizione di grid parity sembra essere limitata al fotovoltaico e all’eolico.

Per gli operatori, lo sviluppo di impianti in grid parity implica uno sforzo maggiore rispetto al passato nella riduzione dei costi e nell’aumento dell’efficienza produttiva. Ciò in tutte le fasi del progetto: sviluppo, finanziamento, EPC, O&M ed energy management.

Ma non solo: la grid parity comporta un cambiamento radicale nei modelli di business degli operatori. Se con gli incentivi tutta l’attenzione si concentrava sulla fase di investimento, oggi si impone una gestione integrata degli asset, con un rinnovato focus al tema del trading e della vendita di energia. Questi due punti, per impianti aventi costi variabili tendenti a zero come PV ed eolico, diventano centrali e di non facile gestione, anche perché a livello globale le esperienze di grid parity, da un lato, non sono particolarmente numerose e, dall’altro, differiscono da Paese e Paese (struttura industriale, tasso di sviluppo, legislazione e regolazione influenzano in modo determinate lo sviluppo di un progetto).

I possibili approcci al segmento emergente delle FER in grid parity individuati da uno studio dell’Osservatorio OIR sono i seguenti:

1. Integrazione verticale merchant. Il primo approccio si basa sull’integrazione verticale di tutte le fasi della filiera, dallo sviluppo dell’impianto FER fino alla vendita di energia elettrica ai clienti.
2. Build, Sell and Operate (BSO). Sviluppare, costruire, vendere e gestire: questo è il fondamento del secondo modello, che si basa sulla costruzione e vendita successiva di una parte o di tutto l’asset così da limitare l’impiego di capitale in una prospettiva di asset rotation. In particolare, il gruppo vende quote degli impianti di proprietà ma rimane, allo stesso tempo, responsabile del loro funzionamento e della gestione operativa.
3. Asset owner puro. Qui l’operatore-tipo è un fondo d’investimento o un IPP il quale, avvalendosi di sviluppatori e costruttori esterni, diviene proprietario di un impianto. Contestualmente viene stipulato un PPA tra il fondo d’investimento e un operatore di mercato (tipicamente una utility o un trader), il quale si impegna a ritirare l’output dell’impianto. In questo modello, il fondo o l’IPP è proprietario dell’impianto, mentre l’offtaker assume il ruolo di gestore dell’energia prodotta.
4. Vendita su Borsa Elettrica. Collegato all’approccio precedente, si sta sviluppando un nuovo modello da parte dei fondi d’investimento, basato sulla vendita di energia nella Borsa Elettrica. Il funzionamento prevede che il fondo acquisti/sviluppi un impianto in full equity senza alcuna prospettiva di vendita futura dell’asset e che venda l’energia elettrica prodotta direttamente nella Borsa Elettrica.
5. Asset owner “spurio”. Un modello collegato al precedente è l’Asset owner “spurio”. L’operatore-tipo èun’azienda della filiera elettrica (downstream o upstream) che, a differenza del modello precedente, continua a detenere l’asset, gestendo tuttavia solo alcune attività.
6. Offtaker. L’operatore-tipo è una utility o un trader, il quale stipula un PPA con il detentore dell’asset per l’acquisto dell’energia elettrica che sarà poi venduta al proprio portafoglio clienti e/o in borsa.
7. Build, Sell and O&M (BSO&M). Il modello di business BSO&M è simile al BSO, con la differenza che, in seguito alla vendita, l’operatore di mercato è limitato alla funzione tecnica di O&M dell’impianto.
8. Integrazione verticale con offtaker interno. I grandi gruppi industriali, così come alcune grandi aziende Oil&Gas, per raggiungere i propri obiettivi di decarbonizzazione, stanno dotandosi sempre di più, per il consumo interno, di energia elettrica prodotta da FER, sia tramite impianti realizzati in proprio che tramite acquisto da operatori esterni.

“Quello che emerge dallo Studio OIR è un contesto a luci e ombre per lo sviluppo della grid parity – afferma Marco Carta, Amministratore Delegato di AGICI e Direttore dell’Osservatorio OIR – I fattori positivi sono costituiti da diversi fattori: gli obiettivi governativi ambiziosi, il prezzo dell’elettricità previsto in rialzo, la diminuzione dei prezzi delle principali componenti degli impianti eolici e fotovoltaici, l’ampio potenziale di incremento di efficienza degli impianti esistenti, la chiusura degli impianti a carbone al 2025, nonché l’apertura alle FER del mercato MSD”.

“Vi sono tuttavia elementi che potrebbero frenare il mercato – aggiunge Andrea Gilardoni, Presidente di AGICI – In particolare, la domanda elettrica sostanzialmente stabile, la concorrenza degli impianti termoelettrici, spesso moderni ed efficienti e i prezzi dell’energia in calo nelle ore di picco solare. Tuttavia, riteniamo che gli aspetti positivi prevalgano su quelli negativi e ci attendiamo quindi uno sviluppo importante delle installazioni in grid parity. Tale previsione è confermata dalle nostre rilevazioni sulle pipeline di progetti presentati dai vari operatori in Italia che supera i 2 GW al 2023”.