Fotovoltaico in grid parity secondo Jarno Montella, a.d. Hanergy Solar Power Italy

Grid parity del FV in Italia: assetto di mercato e possibili sviluppi. Un’intervista a Jarno Montella, amministratore delegato Hanergy Solar Power Italy srl, holding italiana di Hanergy Solar Power Ltd, con sede centrale a Pechino. La multinazionale opera nel fotovoltaico a film sottile.

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“Con l’esaurimento degli incentivi, che avevano creato anche una vera e propria bolla speculativa nel mercato del fotovoltaico, con benefici per piccoli e medi investitori finanziari, ora con l’approccio ‘grid parity’ si sta passando ad una ‘logica di mercato’, che ha portato alla riorganizzazione degli operatori energetici”.

A dirlo è Jarno Montella, l’amministratore delegato Hanergy Solar Power Italy srl, holding italiana della casa madre Hanergy Solar Power Ltd, multinazionale operante nel settore delle energie rinnovabili dal 1994, con sede centrale a Pechino. Hanergy Solar Power nel fotovoltaico punta alla realizzazione di impianti con moduli a film sottile. Hanergy Solar Power Italy srl è attiva nella realizzazione progetti su larga scala in Italia e all’estero.

Dott. Montella, come ci deve muovere verso della grid parity oggi in Italia?

Solo chi è realmente strutturato potrà produrre e vendere energia, ed è su questo punto che il nostro team si sta fortificando per essere pronto e competitivo sul mercato. Naturalmente le operazioni di investimento in grid parity dipendono strettamente dalla situazione del mercato elettrico nazionale e dalla capacità di fare previsioni a lungo termine che diano fondatezza ai propri piani finanziari.

Quali sviluppi vede in Italia per il fotovoltaico in grid parity per la sua società?

Sicuramente buone. Il nostro team sta già lavorando da tempo sull’installazione di grosse centrali multimegawatt su tutto il territorio italiano. Senza dubbio il mercato del fotovoltaico in grid parity trova terreno fertile soprattutto in Sicilia, sia per le ottime condizioni d’irraggiamento che per via dell’alta producibilità dell’energia e di un prezzo zonale di vendita superiore alla media nazionale. La Sicilia è infatti elettricamente connessa al resto della penisola dal cavo Sorgente-Rizziconi, che però ha ancora una capacità di trasmissione ridotta, pertanto i prezzi dell’energia sono più alti per il fenomeno del market splitting.

C’è poi la complessa questione delle autorizzazioni a condizionare il settore …

Il quadro normativo di riferimento è stato nel tempo oggetto di diverse modifiche, finalizzate principalmente a snellire e accelerare l’iter autorizzativo previsto per la realizzazione di impianti fotovoltaici. Ad oggi, l’iter autorizzativo si articola in due sistemi, il cui elemento distintivo è proprio la capacità di potenza dell’impianto da realizzare. La soglia di potenza discriminante è quella di 1 MW: tutti gli impianti che si collocano al di sopra di essa richiedono l’attivazione del procedimento di Autorizzazione Unica, mentre per gli impianti sotto questa soglia, trova applicazione la Procedura Abilitativa Semplificata (anche nota come PAS). Ed è la stessa potenza dell’impianto a determinare o meno anche l’attivazione della verifica dell’incidenza che questo potrebbe avere sull’ambiente circostante (VIA), obbligatoria per gli impianti con potenza superiore al MW e non richiesta se la soglia è inferiore.

Quando si può definire un progetto fotovoltaico “bancabile” e quali sono le principali problematiche che si presentano in quest’ambito?

Un progetto di un impianto fotovoltaico viene finanziato dalla banca se il flusso di cassa che entra al progetto dopo la vendita di energia è stabile. Con gli incentivi governativi si trattava di un calcolo semplice, essendo questa un’entrata fissa. Con la grid parity abbiamo un quadro più complesso. Una prima strada riguarda la realizzazione di impianti sotto 1 MW di potenza, che godono del prezzo minimo garantito; la seconda è costituita dalla possibilità di stipulare un PPA (Power Purchase Agreement), per impianti sopra al MW. In questo caso è però necessario trovare una controparte solida, che riesca a fornire le adeguate garanzie alla banca. Un’ulteriore difficoltà è costituita dalla carenza di normative per vendere direttamente energia ad operatori industriali. In attesa che vengano formulati i relativi decreti attuativi, l’alternativa è interfacciarsi con trader di energia, che vendono l’energia prodotta sul mercato elettrico nazionale. Per diventare trader di energia è necessario avere una propria struttura di trading, supportata dalle licenze e dai permessi necessari per accedere al mercato elettrico. Va tenuto in mente che per mantenere la bancabilità di un progetto con PPA, deve essere garantita anche la bancabilità del trader. La cosa fondamentale, quindi, è essere in grado di bloccare le revenues dell’impianto. In alternativa alla possibilità di finanziamento da parte delle banche, è possibile rivolgersi a società di leasing che non si prendono l’ipoteca, ma direttamente la proprietà del progetto, pertanto sono più propense al finanziamento.

Dal punto di vista di finanziamenti ai progetti FV, come viene valutato oggi un impianto FV da un investitore?

I costi di realizzazione degli impianti sono diminuiti annualmente in proporzione alla riduzione dell’incentivo. Possiamo concludere che il costo di realizzazione degli impianti ha assorbito la riduzione dell’incentivi fino a decretare il raggiungimento della grid parity. Oggi l’aspettativa di ritorno di investitori di lungo periodo del settore non è cambiata: l’attesa è sempre uno strumento che possa garantire cash-flow stabili in un’ottica di medio-lungo periodo. Per quanto concerne la grid parity i flussi di cassa decurtati della componente incentivante ed esposti alla volatilità del mercato elettrico trovano stabilità attraverso i prezzi minimi garantiti dal GSE e contratti di lungo periodo per l’acquisto dell’energia prodotta a prezzi stabiliti.

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