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IL MERCATO SECONDARIO VERSO UN NUOVO PROFILO IN PASSATO IL SEGMENTO DELLE FUSIONI E DELLE ACQUISIZIONI IN ITALIA RIGUARDAVA PORTAFOGLI COMPOSTI DA VARI IMPIANTI DI DIMENSIONI MEDIE DI 1 MW. NEI PROSSIMI 3-5 ANNI INVECE CI SI ASPETTA CHE LE TRANSAZIONI AVVENGANO SU SINGOLE INSTALLAZIONI “READY-TO-BUILD” CON POTENZE TRA I 30 E I 40 MW. CAMBIERÀ ANCHE IL PRICING, CHE NON FARÀ PIÙ DIFFERENZE TRA IMPIANTI AUTORIZZATI E OPERAZIONI COMMERCIALI
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IL MERCATO SECONDARIO
hanno portato a pagamenti eccessivi per questi asset in un mercato guidato dai venditori. Nei prossimi tre-cinque anni ci si aspetta un importante cambio di rotta in riferimento al mercato acquisizioni e fusioni. Il focus, in particolare, si sposterà da questi asset a impianti incentivati dal Decreto FER 1 (e, una volta pubblicato, anche dal Decreto FER 2), che contempleranno nuovi schemi incentivanti basati su un approccio “contratto per differenza” e su progetti commerciali supportati o meno da PPA. In effetti i vecchi impianti iniziano a scarseggiare sul mercato e al contrario aumenteranno pian piano sempre più le nuove installazioni. Come anticipato, c’è necessità di nuovi impianti di generazione da fonti rinnovabili per affrontare la crisi e le sfide di indipendenza energetica. Il fotovoltaico, in questa fase transizionale, giocherà un ruolo fondamentale. Nei prossimi anni, si stima che nel mercato italiano saranno installati diversi GW di nuovi impianti solari. In parte questa energia resterà nelle mani degli sviluppatori dei nuovi impianti come le utilities, ma la maggior parte di essa sarà immessa sul mercato e negoziata con investitori nel medio-lungo periodo.
Negli ultimi anni il mercato secondario italiano del fotovoltaico si è focalizzato su asset realizzati seguendo vecchi schemi incentivanti come il sistema premiante previsto dal Conto Energia. La combinazione di diversi elementi, tra cui la scarsità di impianti di taglia utility, un eccesso di liquidità e condizioni di finanziamento favorevoli con tassi di interesse estremamente bassi,
In termini di capacità, ci si aspetta un gran numero di transazioni riferite a grandi impianti singoli con potenza media tra i 30 e i 40 MWp per impianto. Questo è pressoché l’opposto di quanto successo in passato, quando gli investitori avevano necessità di creare portafogli com-
o scorso anno in Italia sono stati installati circa 1,5 GW di nuovi impianti da fonti rinnovabili. Di questi, 886 MW sono da riferirsi a nuove installazioni fotovoltaiche. Solo il 9% di questi impianti ha superato la dimensione di 1 MWp. Lo sviluppo di progetti utility scale infatti ha registrato un importante rallentamento per diversi motivi tra cui lo shortage di materiali e le difficoltà sul fronte autorizzativo. Da un lato ci si può aspettare che la carenza di materiali continui nei prossimi mesi, con ovvie conseguenze sui costi e le tempistiche di realizzazione di nuovi impianti. Dall’altro lato però si stima che nei prossimi 12-18 mesi il numero di progetti solari autorizzati cresca in maniera significativa. In generale, il 2022 potrebbe rappresentare un punto di svolta per le rinnovabili, considerando la crescente pressione dei governi di tutto il mondo per direzionare investimenti pubblici e privati verso la transizione energetica. Un trend ulteriormente amplificato a livello europeo dalla guerra tra Russia e Ucraina. In questo scenario, il fotovoltaico giocherà un ruolo importante nel mix energetico.
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TRANSAZIONI SU IMPIANTI SINGOLI
prendenti più impianti proprio per la loro capacità media che spesso non superava 1 MWp.
DEFINIZIONE DEL PREZZO Considerando invece il crescente costo del capitale, il prezzo di questi nuovi asset sarà in linea con il loro valore reale. Esattamente il contrario di quanto accaduto negli ultimi cinque anni proprio a causa degli elementi citati poco sopra. Tuttavia un elemento chiave da tenere in considerazione è che progressivamente sarà sempre meno rilevante in termini di costo se le transazioni avverranno a livello di “operazione commerciale” o “impianto ready-to-build”. Infatti durante l’era del Conto Energia la tariffa era definita a livello di operazione commerciale, con il GSE che giocava un ruolo decisivo nel definire se il richiedente in questione potesse o meno beneficiare della tariffa per la quale aveva presentato domanda e per quale importo. Ora invece la tariffa e il suo preciso ammontare sono definiti e garantiti prima dell’inizio della costruzione di un impianto. Per cui, mentre in precedenza gli investitori potevano offrire un prezzo molto alto per acquistare un impianto a livello di operazione commerciale e assicurarsi contro il “rischio tariffa”, ora l’unico rischio da coprire è quello relativo alla costruzione. Che è decisamente basso considerando la maturità della tecnologia applicata alle installazioni fotovoltaiche. Per questo si pensa che il mercato secondario italiano estenderà progressivamente il suo focus su impianti “ready-to-build” e che il prezzo per le nuove installazioni non differirà eccessivamente nel caso in cui l’acquisizione avvenga a livello “re-
