Il fotovoltaico italiano all'alba dell'era post-incentivi
(Fonte:QualEnergia.it-Giulio Meneghello)
Nuovi modelli di business per gareggiare sul mercato libero o fare del fotovoltaico un servizio da offrire a un cliente, ostacoli da superare per accedere al credito, nuove evoluzioni tecnologiche, come accumuli e sistemi di monitoraggio, che potrebbero rendere più competitiva la fonte: con il quinto conto energia agli sgoccioli, il fotovoltaico italiano si sta interrogando su come muoversi nell'era post-incentivi. Un convegno molto interessante per confrontarsi con questi temi è Next Wave PV. Modelli di business, innovazione e finanziamento del fotovoltaico in grid e market parity, incontro organizzato dalla società di consulenza eLeMeNS per mercoledì 22 maggio a Milano. Abbiamo intervistato Carlo Durante, managing partner di eLeMeNS per farci anticipare alcuni dei nodi principali attorno ai quali ruoterà la discussione.
Durante, il settore si trova all'alba di una nuova fase, quali sono i temi da affrontare per comprenderla?
Gli incentivi, pare ormai quasi certo, scompariranno presto ma i costi, sia di investimento che di esercizio, per fortuna sono scesi abbastanza da permetterci di cominciare a parlare di grid-parity e market-parity. Diversi gli aspetti da analizzare e che tratteremo al convegno di mercoledì prossimo. Il problema più importante è come finanziare un'iniziativa in questo settore, il problema dell'accesso al credito. Altra questione: la domanda di energia, cioè il mercato cui ci si rivolge. Per parlarne, abbiamo invitato sia operatori di tipo industriale con vocazione industriale al fotovoltaico che fondi d’investimento, che non vanno visti solo come “speculatori” ma anche come razionalizzatori di settori industriali. Infine, parleremo anche di innovazione tecnologica, per capire come l’indotto può aiutare il fotovoltaico a passare alla fase successiva del suo ciclo di vita.
Quali sono le possibili strategie per fare fotovoltaico senza incentivi?
Qualunque strategia è fondata sulle variabili di sviluppo della pipeline. La prima variabile è la dimensione degli impianti. Il piccolo o piccolissimo impianto non può che essere asservito a un singolo cliente oppure accedere a meccanismi come il ritiro dedicato, che, se non altro, garantisce un prezzo di ritiro garantito al quale possono accedere gli impianti fino ad 1 MW, mentre per impianti più grandi si seguiranno altri schemi di mercato, di cui parlerò più avanti. Secondo punto è quello del finanziamento e dell'accesso al credito. Il terzo punto è l'aspetto geografico: si deve considerare non tanto o non solo l'irraggiamento solare ma anche i problemi di mercato elettrico e di rete che si incontreranno nelle diverse zone. Non basta più moltiplicare le ore equivalenti di insolazione media per un incentivo garantito: ci si deve confrontare con l'esposizione al prezzo del mercato o a un cliente, che si spera “tenga” nel lungo termine.
Quali i modelli di business possibili?
Tre sono i mondi logici da prendere in considerazione nello sviluppare un modello di business in market o grid parity: i mercati, gli strumenti contrattuali disponibili, i clienti. I mercati sono due: il GSE e il Power Exchange, libero mercato. Il GSE, come detto, è un opzione che per impianti piccoli che accedono al ritiro dedicato può essere comoda: permette di evitare di doversi dotare di una capacità di trading interna o esterna, dato che il trader è il GSE, e garantisce un rendimento buono, dato che il prezzo di ritiro garantito è spesso superiore al PUN. Si tratta di un modello a bassa rischiosità anche se a rendimento contenuto. Altra strada, quella di andare sul mercato libero: gli strumenti che si possono scegliere sono il trading vero e proprio o i contratti bilaterali a lungo termine, cioè i Power Purchase Ageement. Ci si può rivolgere a un trader, a un cliente finale o al mercato. Nel caso del mercato si deve avere un trader o ci si deve dotare di un trader esterno. Questo modello ha più problemi di finanziamento perché in Italia c'è ancora scarsa esperienza in termini di finanza “Full Merchant”; ci si pone come un operatore industriale e non si hanno più le sicurezze del sistema incentivato, che garantivano un accesso al credito quasi illimitato determinato da un mercato garantito e da un trader, il GSE, per definizione “bancabile”. Un'altra opzione ancora, che riduce il rischio, è quella di rivolgersi ad un trader professionista che si pone tra l’operatore fotovoltaico e il mercato.
A livello di costi di investimento, non è ancora presto per poter operare in market-parity?
Il costo dell'investimento è ancora elevato, ma bisogna ricordare che questo dato è una media dei costi che si trovano sul mercato. Un gruppo sufficientemente organizzato e capitalizzato, che abbia un piano di sviluppo rigoroso e di medio termine, può accedere ai mercati di approvvigionamento con grossi vantaggi rispetto al mercato. La capitalizzazione oggi è molto importante ed è il vero tema da affrontare nel passaggio fra mercato incentivato e market-parity. Combinando questo con una gestione a portafoglio anche sui costi operativi, si può risparmiare tantissimo e arrivare a costi per kWh che permettono la market-parity.
Quali sono in questo momento le soluzioni innovative più interessanti per migliorare le prestazioni degli impianti?
Qui è fenomenale il tema dell'innovazione tecnologica. Fino ad oggi, per migliorare le prestazioni, il FV ha avuto solo sistemi di monitoraggio, per lo più passivi, che si limitavano a registrare e segnalare quanto era già accaduto. La maggioranza degli impianti costruiti in fretta per approfittare del 'Salva Alcoa' sono stati fatti male e sono anche poco manutenuti, dunque i loro risultati sono inferiori rispetto ai business plan finanziati dalle banche. Stanno quindi emergendo dei sistemi di monitoraggio in grado di lavorare in maniera attiva a livello di inverter o di stringa, che recuperano gran parte dell'energia che va perduta per via del funzionamento inefficiente degli impianti, tecnologie che si possono applicare sia su impianti vecchi che nuovi. Un modo per migliorare i volumi di produzione, di grande aiuto per grid e market parity. Altri vantaggi si possono ottenere dal modo di operare sui mercati: si può cominciare ad operare sui mercati infra-giornalieri che, se approcciati con sapienza, permettono di valorizzare meglio la produzione partecipando ai mercati elettrici con un rischio definito e controllabile.
Parliamo degli impianti in grid-parity, in cui si vende direttamente l'energia ad un cliente, il tipico esempio dell'impianto sul tetto di un capannone industriale o di un supermercato. Quali sono i problemi da affrontare per intraprendere questa strada?
In questo caso il primo dei problemi è che il cliente a valle deve garantire un certo livello di consumi per un determinato numero di anni. La bancabilità del progetto dipende quindi molto dalla bancabilità del cliente: devo riuscire a dimostrare al finanziatore che ho scelto un cliente che tra vent'anni sarà ancora lì. Il che non è facile. Un secondo problema è più tecnico: bisogna riuscire a far combaciare il più possibile nel tempo, per i vent’anni di piano se non altro, i volumi di produzione dell'impianto con i consumi del cliente. Bisogna saper interpretare tecnicamente la domanda di energia: essenziale saper lavorare assieme all'energy manager del cliente.
Possiamo pensare a operatori del FV che si comportano come ESCo, fornendo al cliente oltre all'impianto servizi e soluzioni per gestire l'energia in generale?
È un buon modello, ma al momento si trova di fronte a diverse difficoltà che lo rendono difficilmente applicabile. Oggi nessuno degli operatori del FV è equipaggiato per fare questo tipo di attività e tipicamente chi fa fotovoltaico è poco propenso a investire in questo senso. Dall'altro lato bisogna trovare un cliente che sia disposto a investire su questi interventi, spesso impegnativi – si pensi ad una sostituzione dei macchinari – cosa non facile.
Le tecnologie per l'accumulo di energia potrebbero integrarsi molto bene nei modelli di business in cui stiamo parlando: è una prospettiva ancora lontana o ci si può pensare già nel presente?
Su questo punto sono estremamente interessato e fiducioso, ed è per questo che abbiamo dedicato una parte del convegno, e anche del nostro LookOut, proprio al tema degli accumuli. Queste tecnologie risolverebbero indubbiamente molti problemi perché in grado di integrare dimensioni diverse dei sistemi elettrici. La domanda cui cercheremo una risposta nel corso del convegno è: a che punto stiamo in termini di costi, di dimensioni e di rendimenti. Mercoledì dovrebbero fornirci una risposta, nei loro interventi, gli amministratori delegati di Fiamm e di Sma Italia. Se gli accumuli fossero abbastanza avanti su questi aspetti, avremmo risolto gran parte del problema di cui parlavamo prima: bilanciare la produzione dell'impianto con i consumi del cliente.
Altro punto critico per il FV in grid parity nei SEU è l'incertezza normativa: la normativa è ancora incompleta e l'Autorità vorrebbe che si pagassero gli oneri di sistema anche sull'energia autoconsumata.
Il tema è uno dei più importanti e non riguarda solo il fotovoltaico. Il punto è: o mettiamo in discussione il modello elettrico attuale, che prevede una spina dorsale nella rete e i gangli vitali nelle centrali, e cominciamo a parlare di generazione distribuita, che potrebbe vivere anche al di fuori della rete, oppure semplicemente neghiamo che possa esistere un'evoluzione del sistema elettrico. Se il Regolatore o il Legislatore tenderanno a difendere il concetto che gli oneri di sistema vadano pagati su tutta l'energia consumata, allora il modello dei SEU è condannato e non si svilupperanno appieno le sue potenzialità. Se invece i SEU riescono a svilupparsi in un mercato libero e autoregolamentato, allora ci possono essere più speranze.
Durante, il settore si trova all'alba di una nuova fase, quali sono i temi da affrontare per comprenderla?
Gli incentivi, pare ormai quasi certo, scompariranno presto ma i costi, sia di investimento che di esercizio, per fortuna sono scesi abbastanza da permetterci di cominciare a parlare di grid-parity e market-parity. Diversi gli aspetti da analizzare e che tratteremo al convegno di mercoledì prossimo. Il problema più importante è come finanziare un'iniziativa in questo settore, il problema dell'accesso al credito. Altra questione: la domanda di energia, cioè il mercato cui ci si rivolge. Per parlarne, abbiamo invitato sia operatori di tipo industriale con vocazione industriale al fotovoltaico che fondi d’investimento, che non vanno visti solo come “speculatori” ma anche come razionalizzatori di settori industriali. Infine, parleremo anche di innovazione tecnologica, per capire come l’indotto può aiutare il fotovoltaico a passare alla fase successiva del suo ciclo di vita.
Quali sono le possibili strategie per fare fotovoltaico senza incentivi?
Qualunque strategia è fondata sulle variabili di sviluppo della pipeline. La prima variabile è la dimensione degli impianti. Il piccolo o piccolissimo impianto non può che essere asservito a un singolo cliente oppure accedere a meccanismi come il ritiro dedicato, che, se non altro, garantisce un prezzo di ritiro garantito al quale possono accedere gli impianti fino ad 1 MW, mentre per impianti più grandi si seguiranno altri schemi di mercato, di cui parlerò più avanti. Secondo punto è quello del finanziamento e dell'accesso al credito. Il terzo punto è l'aspetto geografico: si deve considerare non tanto o non solo l'irraggiamento solare ma anche i problemi di mercato elettrico e di rete che si incontreranno nelle diverse zone. Non basta più moltiplicare le ore equivalenti di insolazione media per un incentivo garantito: ci si deve confrontare con l'esposizione al prezzo del mercato o a un cliente, che si spera “tenga” nel lungo termine.
Quali i modelli di business possibili?
Tre sono i mondi logici da prendere in considerazione nello sviluppare un modello di business in market o grid parity: i mercati, gli strumenti contrattuali disponibili, i clienti. I mercati sono due: il GSE e il Power Exchange, libero mercato. Il GSE, come detto, è un opzione che per impianti piccoli che accedono al ritiro dedicato può essere comoda: permette di evitare di doversi dotare di una capacità di trading interna o esterna, dato che il trader è il GSE, e garantisce un rendimento buono, dato che il prezzo di ritiro garantito è spesso superiore al PUN. Si tratta di un modello a bassa rischiosità anche se a rendimento contenuto. Altra strada, quella di andare sul mercato libero: gli strumenti che si possono scegliere sono il trading vero e proprio o i contratti bilaterali a lungo termine, cioè i Power Purchase Ageement. Ci si può rivolgere a un trader, a un cliente finale o al mercato. Nel caso del mercato si deve avere un trader o ci si deve dotare di un trader esterno. Questo modello ha più problemi di finanziamento perché in Italia c'è ancora scarsa esperienza in termini di finanza “Full Merchant”; ci si pone come un operatore industriale e non si hanno più le sicurezze del sistema incentivato, che garantivano un accesso al credito quasi illimitato determinato da un mercato garantito e da un trader, il GSE, per definizione “bancabile”. Un'altra opzione ancora, che riduce il rischio, è quella di rivolgersi ad un trader professionista che si pone tra l’operatore fotovoltaico e il mercato.
A livello di costi di investimento, non è ancora presto per poter operare in market-parity?
Il costo dell'investimento è ancora elevato, ma bisogna ricordare che questo dato è una media dei costi che si trovano sul mercato. Un gruppo sufficientemente organizzato e capitalizzato, che abbia un piano di sviluppo rigoroso e di medio termine, può accedere ai mercati di approvvigionamento con grossi vantaggi rispetto al mercato. La capitalizzazione oggi è molto importante ed è il vero tema da affrontare nel passaggio fra mercato incentivato e market-parity. Combinando questo con una gestione a portafoglio anche sui costi operativi, si può risparmiare tantissimo e arrivare a costi per kWh che permettono la market-parity.
Quali sono in questo momento le soluzioni innovative più interessanti per migliorare le prestazioni degli impianti?
Qui è fenomenale il tema dell'innovazione tecnologica. Fino ad oggi, per migliorare le prestazioni, il FV ha avuto solo sistemi di monitoraggio, per lo più passivi, che si limitavano a registrare e segnalare quanto era già accaduto. La maggioranza degli impianti costruiti in fretta per approfittare del 'Salva Alcoa' sono stati fatti male e sono anche poco manutenuti, dunque i loro risultati sono inferiori rispetto ai business plan finanziati dalle banche. Stanno quindi emergendo dei sistemi di monitoraggio in grado di lavorare in maniera attiva a livello di inverter o di stringa, che recuperano gran parte dell'energia che va perduta per via del funzionamento inefficiente degli impianti, tecnologie che si possono applicare sia su impianti vecchi che nuovi. Un modo per migliorare i volumi di produzione, di grande aiuto per grid e market parity. Altri vantaggi si possono ottenere dal modo di operare sui mercati: si può cominciare ad operare sui mercati infra-giornalieri che, se approcciati con sapienza, permettono di valorizzare meglio la produzione partecipando ai mercati elettrici con un rischio definito e controllabile.
Parliamo degli impianti in grid-parity, in cui si vende direttamente l'energia ad un cliente, il tipico esempio dell'impianto sul tetto di un capannone industriale o di un supermercato. Quali sono i problemi da affrontare per intraprendere questa strada?
In questo caso il primo dei problemi è che il cliente a valle deve garantire un certo livello di consumi per un determinato numero di anni. La bancabilità del progetto dipende quindi molto dalla bancabilità del cliente: devo riuscire a dimostrare al finanziatore che ho scelto un cliente che tra vent'anni sarà ancora lì. Il che non è facile. Un secondo problema è più tecnico: bisogna riuscire a far combaciare il più possibile nel tempo, per i vent’anni di piano se non altro, i volumi di produzione dell'impianto con i consumi del cliente. Bisogna saper interpretare tecnicamente la domanda di energia: essenziale saper lavorare assieme all'energy manager del cliente.
Possiamo pensare a operatori del FV che si comportano come ESCo, fornendo al cliente oltre all'impianto servizi e soluzioni per gestire l'energia in generale?
È un buon modello, ma al momento si trova di fronte a diverse difficoltà che lo rendono difficilmente applicabile. Oggi nessuno degli operatori del FV è equipaggiato per fare questo tipo di attività e tipicamente chi fa fotovoltaico è poco propenso a investire in questo senso. Dall'altro lato bisogna trovare un cliente che sia disposto a investire su questi interventi, spesso impegnativi – si pensi ad una sostituzione dei macchinari – cosa non facile.
Le tecnologie per l'accumulo di energia potrebbero integrarsi molto bene nei modelli di business in cui stiamo parlando: è una prospettiva ancora lontana o ci si può pensare già nel presente?
Su questo punto sono estremamente interessato e fiducioso, ed è per questo che abbiamo dedicato una parte del convegno, e anche del nostro LookOut, proprio al tema degli accumuli. Queste tecnologie risolverebbero indubbiamente molti problemi perché in grado di integrare dimensioni diverse dei sistemi elettrici. La domanda cui cercheremo una risposta nel corso del convegno è: a che punto stiamo in termini di costi, di dimensioni e di rendimenti. Mercoledì dovrebbero fornirci una risposta, nei loro interventi, gli amministratori delegati di Fiamm e di Sma Italia. Se gli accumuli fossero abbastanza avanti su questi aspetti, avremmo risolto gran parte del problema di cui parlavamo prima: bilanciare la produzione dell'impianto con i consumi del cliente.
Altro punto critico per il FV in grid parity nei SEU è l'incertezza normativa: la normativa è ancora incompleta e l'Autorità vorrebbe che si pagassero gli oneri di sistema anche sull'energia autoconsumata.
Il tema è uno dei più importanti e non riguarda solo il fotovoltaico. Il punto è: o mettiamo in discussione il modello elettrico attuale, che prevede una spina dorsale nella rete e i gangli vitali nelle centrali, e cominciamo a parlare di generazione distribuita, che potrebbe vivere anche al di fuori della rete, oppure semplicemente neghiamo che possa esistere un'evoluzione del sistema elettrico. Se il Regolatore o il Legislatore tenderanno a difendere il concetto che gli oneri di sistema vadano pagati su tutta l'energia consumata, allora il modello dei SEU è condannato e non si svilupperanno appieno le sue potenzialità. Se invece i SEU riescono a svilupparsi in un mercato libero e autoregolamentato, allora ci possono essere più speranze.
Nessun commento:
Posta un commento