Il ceo Fedeli: “Abbiamo una pipeline di 1 GW FV in Italia, a breve i cantieri per i primi 10 MW in Sardegna. Puntiamo anche su eolico, Bess e in prospettiva biogas/biometano. Ma occorre risolvere nodi permitting e saturazione virtuale. Bene decreto Fer X, i Ppa rimarranno seppure ridimensionati”
di Carlo Maciocco, Quotidiano Energia
A 5 anni dalla sua nascita, Decal Renewables punta fortemente sul mercato delle rinnovabili italiano con l’obiettivo di installare 500 MW tra fotovoltaico e eolico entro il 2030. Con un occhio anche a storage e biogas/biometano. Ma lo sviluppo del settore green nel nostro Paese, spiega il ceo Matteo Fedeli, passa dalla risoluzione di due principali nodi: il permitting e la saturazione virtuale della rete. Tema, quest’ultimo, per il quale la società propone di rimuovere l’obbligo per Terna di garantire a tutti i progetti la connessione alla rete, facendo quindi una selezione delle iniziative più serie e utili al sistema. Positivo il giudizio sulla bozza di decreto Fer X mentre i Ppa continueranno a giocare un ruolo, seppure “significativamente ridimensionato”.
1) Come procedono i vostri progetti in Italia e all’estero? Che obiettivi di installato vi ponete per FV ed eolico?
Il percorso di Decal Renewables inizia nel 2019 con l’obiettivo di diventare un produttore di energia indipendente (Ipp) impegnato a sostenere l’affermazione delle energie rinnovabili come fonte di energia sicura, pulita e sostenibile: ad oggi la nostra pipeline sul territorio italiano vede quasi 1 GW di progetti fotovoltaici in fase di autorizzazione, suddiviso tra progetti in iter autorizzativo a livello nazionale, regionale o comunale, principalmente concentrati nelle regioni Lazio, Sardegna, Sicilia e Basilicata, sia in assetto fotovoltaico semplice che in assetto agrovoltaico.
I progetti procedono nella direzione auspicata, seppure con ritmi ben lontani da quelli necessari per consentire al paese di raggiungere gli obiettivi dichiarati.
A breve avvieremo i cantieri per i primi progetti autorizzati in Sardegna, per un totale di circa 10 MW, che entreranno in esercizio entro fine anno.
Ad integrazione della nostra pipeline di progetti di breve periodo, stiamo valutando anche l’acquisto di progetti autorizzati (o prossimi al completamento dell’iter autorizzativo) sviluppati da terzi, che possano contribuire a raggiungere il nostro obiettivo di 150 MW di impianti fotovoltaici operativi entro fine 2025.
L’obiettivo di medio termine, al 2030, è di avere una capacità operativa di 500 MW, tra fotovoltaico ed eolico.
2) Siete interessati anche ad altre tecnologie Fer o allo storage?
Al momento stiamo seguendo diverse iniziative greenfield sia in ambito eolico (onshore) che in ambito Bess (Battery Energy Storage System) e stiamo valutando anche il possibile investimento nel settore del biogas/biometano.
Nonostante le difficoltà nel reperire siti sufficientemente ventosi (valutazione che, tuttavia, deve essere aggiornata periodicamente all’evolversi della tecnologia), le tematiche economiche (con i CapEx aumentati anche del 30% negli ultimi 2 anni), e le note tematiche autorizzative (gli iter autorizzativi spesso eccedono i 4 anni), l’eolico onshore resta un settore di interesse ai fini di diversificare il portafoglio, anche in considerazione di un profilo di produzione di energia sufficientemente complementare rispetto al fotovoltaico.
Il Bess è una tecnologia di sicuro interesse, visto il suo ruolo fondamentale per consentire il raggiungimento di livelli di penetrazione del rinnovabile importanti a livello Paese. Il contesto normativo è ancora in evoluzione ma, ad oggi, sia il meccanismo Macse di Terna che l’approccio merchant appaiono perseguibili, anche in funzione di una inevitabile curva di efficientamento dei costi delle batterie. È per questi motivi che, seppure in mancanza di condizioni di mercato chiare e definitive, molti operatori hanno adottato un approccio ‘speculativo’ e avviato diversi GW di progetti. Anche noi abbiamo avviato lo sviluppo dei primi progetti, prevedendo un percorso di crescita su tutto il territorio nazionale nei prossimi 6-12 mesi.
Il biometano è un derivato del biogas, attraverso un processo di raffinazione e purificazione, che ha caratteristiche e condizioni di utilizzo analoghe a quelle del gas metano e può essere immesso nella rete del gas naturale. Per quanto ad oggi Decal Renewables non abbia investito in tale settore, lo seguiamo con interesse e non escludiamo la possibilità di futuri investimenti.
Per il resto, Decal Renewables valuta con grande attenzione opportunità di investimento nel vasto campo della transizione energetica, restando tuttavia focalizzata su tecnologie mature e progetti concreti.
3) Come accennava, in Italia uno dei nodi è notoriamente la farraginosità dell’iter autorizzativo, anche se in miglioramento negli ultimi mesi: cosa resta da fare per sbloccare i progetti?
L’Italia è nota in ambito europeo per la lentezza dei suoi procedimenti burocratici dovuta a molteplici fattori: equilibrio politico instabile, presenza di troppi enti coinvolti con competenze spesso non ben definite o sovrapposte, disomogeneità del territorio dal punto di vista regolatorio, carenza di personale, incertezza nel rispetto dei tempi, sono solo alcune delle problematiche del paese che affliggono diversi settori.
Nel settore del rinnovabile, in particolare, se, da un lato, il numero di leggi nazionali, leggi regionali, decreti, etc. promulgati negli ultimi anni dimostra l’attenzione politica sul tema e, in generale, la buona intenzione di semplificare alcune procedure, dall’altro lato la grande stratificazione normativa che si è venuta a creare risulta spesso di difficile comprensione e interpretazione, sia per gli operatori che per i funzionari stessi, generando delle continue dinamiche di ‘start & stop’. Tali dinamiche risultano estremamente controproducenti ai fini del raggiungimento degli obiettivi nazionali, con effetti che si ripercuotono sull’intera filiera, fino anche ai proprietari dei terreni. Sarebbe quindi auspicabile una razionalizzazione dell’asset normativo di riferimento, con poche chiare leggi e una maggior uniformità sul territorio nazionale.
Nonostante questo, negli ultimi mesi abbiamo effettivamente notato un parziale miglioramento nella gestione delle pratiche ed una maggiore apertura al dialogo da parte degli enti; come Decal Renewables cerchiamo sempre, dove possibile, di avviare un dialogo costruttivo con gli enti preposti, ancor prima di presentare formalmente l’istanza di autorizzazione, in modo da identificare sin da subito eventuali criticità ed esigenze del progetto e presentare, quindi, istanze adeguatamente strutturate e, per quanto possibile, già condivise, a vantaggio sia del proponente che degli enti. Inoltre, l’approccio tenuto sin dagli inizi ci ha portato ad avere una pipeline diversificata, con siti industriali, aree idonee o terreni agricoli, progetti piccoli e grandi, progetti in media o alta tensione, che ci garantisce una buona continuità di conversione di iniziative greenfield a progetti autorizzati, che ci consente a sua volta una buona pianificazione per la realizzazione degli impianti.
Un’altra criticità specifica del settore è legata al fenomeno speculativo che si è creato in questa ‘seconda ondata’ di rinnovabile, a partire dal 2020. Molte istanze presentate in Regione o al Ministero (quelle in Comune non sono pubbliche) hanno una qualità documentale che lascia a desiderare e, in molti casi, sono relative a progetti inesistenti e/o che hanno probabilità di essere prima autorizzati e poi realizzati pressoché nulle (per problematiche ambientali, tecniche, economiche o altro). Sarebbe auspicabile mettere a punto un sistema di screening che consenta agli enti di identificare tali fattispecie in modo più efficiente, eventualmente anche qui con un sistema di ricadute (anche economiche) su quegli operatori che presentino istanze inadeguate. Questo, evidentemente, sarebbe possibile solo a valle di quella razionalizzazione dell’asset normativo di cui al punto precedente, che dia delle indicazioni chiare e precise agli operatori.
Come Decal Renewables ci impegniamo a fare una scrupolosa pre-analisi delle aree su cui sviluppare i progetti in modo che la fattibilità tecnico-economica degli stessi sia garantita sin dalla fase embrionale dello sviluppo. Per la quasi totalità dei terreni nella nostra disponibilità sottoscriviamo contratti preliminari in forma notarile, in modo da avere contezza immediata di eventuali criticità legate ai terreni (a fronte di un maggior investimento iniziale). Siamo inoltre sempre stati molto selettivi nella scelta delle controparti a cui affidare l’ingegneria tecnica e ambientale, affidandoci a studi con comprovate competenze ed esperienza, ovvero scegliendo ove possibile expertise locale che conosce il territorio e ci aiuta a rispettare la vocazione dell’area e a creare una connessione con il territorio sin dalle prima fasi.
4) Il nuovo portale di Terna previsto dal DL Energia per l’accesso alle informazioni sugli interventi di sviluppo della rete elettrica di trasmissione nazionale e sulle richieste di connessione potrà servire a risolvere il problema della “saturazione virtuale” della rete?
La saturazione virtuale della rete è uno dei principali scogli per, in primis, l’ottenimento delle autorizzazioni che vengono giustamente rilasciate solo quando è acclarato che l’impianto sia effettivamente collegabile alle Rtn: il costo limitato per la richiesta di un preventivo di connessione (€2.500) e il costo limitato per l’accettazione dello stesso (c. €500/MW, che, peraltro, risulta integralmente rimborsabile alla rinuncia al preventivo di connessione) hanno creato le condizioni perfette per lo sviluppo di un mercato altamente speculativo in cui molti soggetti hanno contribuito a creare questa situazione di saturazione virtuale con progetti inesistenti e/o che hanno probabilità di essere prima autorizzati e poi realizzati pressoché nulle (per problematiche ambientali, tecniche, economiche o altro). A volte accade inoltre che tali soggetti assumano anche il ruolo di capofila per la progettazione delle nuove opere di rete, non avendone le competenze o l’interesse (se trattasi di ‘progetti fantasma’), rallentando o bloccando lo sviluppo di progetti più concreti e maturi.
Il nuovo portale Terna Econnextion risulta indubbiamente utile per fornire più trasparenza circa le richieste di connessione presentate per una certa zona; tuttavia, nulla dice di come verrà sviluppata la rete in quell’area, risultando quindi poco efficace per la risoluzione della saturazione virtuale.
A nostro avviso sarebbe opportuno che l’Arera valutasse la possibilità di rimuovere dal Tica l’obbligo di connessione di impianti Fer, prevedendo invece che Terna dia piena trasparenza degli sviluppi pianificati per la Rtn (con un impegno concreto circa le tempistiche di realizzazione di tali interventi), in modo tale da essere Terna stessa un soggetto attivo che guida lo sviluppo del sistema elettrico nazionale; la capacità reale ed effettiva così messa a disposizione, dovrebbe quindi essere resa disponibile agli operatori, eventualmente anche con processi di assegnazione competitivi, e a fronte di un impegno (sostanziato con garanzie economiche, unico incentivo/dissuasore realmente efficace) da parte dell’operatore a procedere con il progetto nel rispetto di tempistiche prestabilite, sulla falsa riga del modello adottato, ad esempio, in Spagna.
5) Quale ruolo possono avere i Ppa per lo sviluppo delle Fer in Italia? C’è effettivamente il rischio che vengano “fagocitati” dai contratti per differenza previsti dalla bozza di decreto Fer X?
Essendo gli investimenti nel settore rinnovabile, come per tutte le opere infrastrutturali, caratterizzati da esborsi finanziari molto importanti nella prima fase e, di contro, una modesta flessibilità nella gestione operativa degli asset, stabilizzare le prospettive di conto economico risulta estremamente importante, ai fini della decisione di investimento. Considerato che il fatturato pesa circa il 60-70% dell’Ebitda, risulta facile capire come un Ppa di medio-lungo termine sia un tassello molto importante nella strutturazione di un investimento. Questo aspetto risulta ancora più importante se si considera la capacità di indebitamento di questi progetti, in un contesto in cui il c.d. approccio merchant risulta ancora poco digeribile dagli istituti di credito. Il mercato dei Ppa ‘bilaterali’ in Italia è ancora in fase di sviluppo, anche in funzione di alcune modifiche normative, e riteniamo che continuerà a rappresentare una valida opzione per i produttori di energia elettrica in futuro.
Tuttavia, appare difficile immaginare che gli operatori di mercato abbiano appetito per assorbire i volumi derivanti dagli impegni assunti dal paese riguardo l’installazione di impianti Fer e il rischio è che questo possa portare ad una parziale estinzione degli Ipp più piccoli a vantaggio di un consolidamento del settore (senza che questo porti rilevanti benefici per i consumatori, prefigurando invece un malaugurato ritorno ad un oligopolio). È per questo motivo che abbiamo sempre auspicato un (ragionevole) intervento dello stato e leggiamo ora con ottimismo le bozze del tanto atteso Decreto Fer X, che ci si aspetta possa entrate in vigore entro fine anno.
Nell’ambito del Decreto Fer X, sarà lo stato, tramite il Gse, a gestire delle procedure competitive di assegnazione di un ‘prezzo di esercizio’, che non è più un semplice incentivo sull’energia prodotta (il vecchio meccanismo ‘feed-in-tariff’ tipico dei precedenti Conti Energia) ma un meccanismo a due vie in sostanziale continuità con il meccanismo previsto dall’ancora vigente Decreto Fer 2019, che, appunto, stabilizza il conto economico dei produttori evitando il pagamento di incentivi eccessivi a danno dei consumatori. L’evidente vantaggio competitivo della partecipazione al decreto Fer X rispetto ad un Ppa è il merito creditizio della controparte (un soggetto privato per un Ppa bilaterale; il Gse, ovvero lo stato, per il decreto Fer X). Di contro, la partecipazione al Decreto Fer X introdurrà inevitabilmente delle complicazioni nella gestione operativa degli asset, di cui gli operatori terrano conto.
Non ci aspettiamo, quindi, che il mercato dei Ppa scompaia ma che sia significativamente ridimensionato. Quale sarà il rapporto tra i volumi contrattualizzati tramite Ppa e i volumi contrattualizzati tramite Decreto Fer X dipenderà fortemente dalla forma finale del Decreto Fer X, ovvero i contingenti messi a disposizione rispetto ai volumi di progetti ‘eligible’, il ‘prezzo di esercizio’ a base d’asta, il meccanismo di adeguamento di tale ‘prezzo di esercizio’, i maccanismi (e le penali) previsti per la rinuncia al Decreto Fer X, etc.