Gli investimenti in fonti rinnovabili stanno crescendo rapidamente in tutto il mondo, ma l’elevata inflazione e il costo dei capitali stanno esponendo le aziende a una fortissima pressione finanziaria (si veda anche Titoli rinnovabili ancora sott’acqua. Ci vorranno mesi per risalire?).
Le attuali difficoltà hanno evidenziato alcuni ostacoli strutturali alla diffusione delle energie pulite, che i decisori politici devono affrettarsi a risolvere: in che modo, con quali strumenti?
Questi i temi al centro di una recente analisi di quattro esperti dell’Agenzia internazionale dell’energia (Iea), intitolata “Financial headwinds for renewables investors: What’s the way forward?”.
Nel loro commento, gli autori – Tim Gould, David Fischer, Paolo Frankl, Heymi Bahar – ricordano per prima cosa che “la spesa annuale per progetti solari fotovoltaici ed eolici è aumentata di oltre 300 miliardi di dollari negli ultimi cinque anni e ora rappresenta un terzo del totale di 1.800 mld di dollari che prevediamo saranno destinati agli investimenti in energia pulita nel 2023”.
Negli anni passati, gli investitori delle rinnovabili hanno fatto leva su due tendenze: capitale relativamente a buon mercato in un’era di bassi tassi di interesse e costi delle tecnologie in costante calo.
Tuttavia, spiegano gli analisti, “questo contesto è cambiato quando il mondo è emerso dalla pandemia di Covid-19 nella crisi energetica globale”.
Con tassi di interesse più elevati (al di fuori della Cina), “i finanziamenti diventano più costosi, con molteplici effetti per le energie rinnovabili”: i progetti “diventano più difficili da finanziare, la redditività delle aziende ne risente […] e le società molto indebitate hanno un rischio di default più elevato”.
Gli investimenti nell’energia pulita, infatti, “sono più vulnerabili all’aumento dei costi di finanziamento rispetto ad altri tipi di investimenti energetici, poiché in genere comportano costi iniziali relativamente elevati che vengono compensati nel tempo da spese operative molto inferiori”.
Queste nuove dinamiche si fanno sentire soprattutto nelle economie emergenti e in via di sviluppo, “dove il costo del capitale è già due o tre volte superiore rispetto alle economie avanzate e alla Cina”, si spiega.
Inoltre, “il lungo periodo di riduzione dei costi per le principali tecnologie energetiche pulite è stato interrotto dalla volatilità dei prezzi delle materie prime e dai vincoli della catena di approvvigionamento”.
Segnali di tensione si vedono soprattutto sul mercato dell’eolico, con progetti diventati “difficili o impossibili da realizzare”.
Ciò ha portato gli sviluppatori eolici a rinegoziare i prezzi (anche dei contratti PPA per impianti già realizzati, come accaduto in Svezia) e, in alcuni casi, a prevedere ritardi e cancellazioni dei progetti.
È anche diminuita la disponibilità degli operatori a fare offerte in nuove aste per le rinnovabili, “in cui le aspettative sui prezzi non sono allineate ai costi odierni”, con la conseguenza che diverse gare sono rimaste ampiamente sotto partecipate, in particolare in Europa.
Nel 2022, affermano gli autori della Iea, “la capacità non allocata a livello globale ha raggiunto il livello più alto mai registrato”, pari al 15% circa (una ventina di GW, di cui ben 14 in Europa).
Questa tendenza è continuata nel 2023. Ad esempio, nel Regno Unito un’asta di energia eolica offshore è rimasta totalmente senza offerte. Anche in Italia i bandi del DM Fer 1 hanno avuto risultati molto sotto le attese, con un recupero però nel tredicesimo bando grazie agli adeguamenti Istat delle tariffe, come anticipato al “Forum QualEnergia” dal Gse.
Questa incertezza sta avendo delle implicazioni: molti produttori di turbine eoliche in Europa e negli Stati Uniti “hanno registrato margini netti negativi per sette trimestri consecutivi negli ultimi due anni” e il settore offshore “è stato particolarmente colpito, con 12 GW di capacità che hanno subito ritardi o cancellazioni solo nel Regno Unito e negli Usa”.
Ricordiamo che tali difficoltà nelle scorse settimane hanno portato alla maxi svalutazione di un colosso del settore eolico come la danese Ørsted.
Anche il fotovoltaico “è stato esposto a pressioni sui costi e sui finanziamenti, ma da una direzione leggermente diversa”, scrivono gli esperti. “Il problema principale è stato l’emergere di un grande eccesso di capacità produttiva che sta riducendo la redditività degli operatori lungo tutta la catena di fornitura”.
La “feroce competizione” tra le aziende FV per conquistare o mantenere le quote di mercato “ha ridotto i profitti dei produttori integrati verticalmente, mentre le aziende non integrate stanno lottando per raggiungere del tutto la redditività”.
Pertanto, “i produttori più piccoli si trovano ad affrontare condizioni estremamente difficili, poiché i prezzi dei moduli fotovoltaici hanno raggiunto i minimi storici nonostante l’aumento dei livelli della domanda”.
Alcuni ostacoli sono di natura ciclica o temporanea, si osserva: “le pressioni sui costi lungo le catene di approvvigionamento stanno iniziando ad allentarsi e i prezzi delle principali tecnologie energetiche pulite si sono stabilizzati o hanno ripreso la loro traiettoria discendente”.
Ma ci sono anche alcune questioni strutturali più ampie che i politici devono affrontare, tra queste:
- concezioni delle gare d’appalto poco flessibili e quindi non in grado di adattarsi alle mutevoli condizioni macroeconomiche e finanziarie (inflazione, rincari dei costi delle materie prime); servono invece nuovi criteri di flessibilità per tenere conto di questi aspetti e anche criteri non di prezzo legati ad esempio alla sostenibilità ambientale dei progetti e alla loro innovazione tecnologica;
- lunghi tempi di attesa per l’autorizzazione dei progetti e la connessione alla rete: almeno 3.000 GW di progetti di energia rinnovabile, di cui 1.500 GW in fase avanzata, sono in attesa di connessione alla rete a livello globale secondo la Iea;
- elevata concentrazione geografica: si prevede che la Cina continuerà a rappresentare la maggior parte della capacità produttiva di energia eolica, batterie e soprattutto fotovoltaico, nonché dei loro componenti chiave, fino al 2030; si prevede che quest’anno avrà una capacità di produzione di moduli fotovoltaici di oltre 900 GW, sufficiente a soddisfare quasi tre volte l’incremento di capacità FV globale previsto nel 2023;
- rischi che fanno aumentare il costo del capitale per i progetti Fer in molte economie emergenti e in via di sviluppo, tra cui rischi geopolitici, fattori macroeconomici, incertezza sui pagamenti da parte degli acquirenti, debolezza delle reti di trasmissione.
.gif)
