Power Purchase Agreement: stato del mercato italiano nel 2021

In Italia si stanno diffondendo sempre di più i cosiddetti Power Purchase Agreement, abbreviato PPA.

In questi tempi pare, infatti, che tutto il mercato delle rinnovabili stia facendo i conti con i PPA, e le aste pressoché deserte del FER 1 (D.M. 4 luglio 2019) ne sono testimoni. Infatti, gli esiti della quinta procedura, pubblicate dal GSE il 27.05.2021, vedono un’assegnazione di soli 297,7 MW su una potenza incentivabile di 2.461 MW, con l’asta per i grandi impianti eolici e fotovoltaici ancora una volta deludente: incentivi assegnati a 73,7 MW su un contingente di 1.581,5 MW. La tendenza delle procedure è negativa e vede una partecipazione decrescente ai bandi per aste e registro. 

Di seguito il riepilogo delle graduatorie del 5° bando. All’asta del Gruppo A per i grandi impianti eolici e fotovoltaici si vedono solo 8 progetti fotovoltaici contro 3 eolici. Quasi nulla è quindi la competizione: l’offerta massima per riduzione si ferma al 2,14% della tariffa base. Sotto le aspettative anche la  taglia dei progetti: la maggior parte sono sotto i 5 MW, uno supera gli 8 MW e c’è poi un solo impianto eolico da 31 MW.

In sintesi, i PPA possono essere definiti come dei contratti a medio o lungo termine, i quali prevedono la fornitura di energia elettrica rinnovabile (i più diffusi per eolico e fotovoltaico) a un determinato soggetto, di solito un trader di energia elettrica o una grande azienda (nel primo caso si parla di merchant o utility PPA, nel secondo di corporate PPA). I contratti vengono spesso conclusi ancora prima dell’inizio dello sviluppo del progetto, ed i produttori da fonti rinnovabili prevedono nel contratto tutte le fasi del progetto: la progettazione, l’autorizzazione, il finanziamento, l’installazione e la manutenzione di un impianto da fonti rinnovabili, vendendo poi l’energia generata al cliente corporate od offtaker a un prezzo prestabilito. 

In questo modo il progetto viene reso bancabile e quindi realizzabile perché i futuri ricavi sono determinabili, con evidenti vantaggi per il cliente: nel caso di trader, quest’ultimo può contare su una fornitura certa; nel caso di azienda, quest’ultima avrà un risparmio in bolletta rifornendosi direttamente dal produttore di energia oltre a darsi un immagine “verde” in termini di sostenibilità. 

Dal punto di vista del futuro produttore, il PPA è la chiave per l’ottenimento dei finanziamenti bancari che consentono la costruzione di impianti di grandi dimensioni. La presenza di una terza parte che si impegna ad acquistare, per alcuni anni prestabiliti, l’energia prodotta dall’impianto, rende possibile la redazione del business plan, crea la possibilità di fare fronte al pagamento delle rate di un finanziamento bancario ed innalza quindi indubbiamente l’indice di affidabilità dell’iniziativa. L’elemento decisivo, in un momento in cui nel mercato esistono ancora incentivi pubblici, è però probabilmente quello del prezzo più alto che si può ottenere tramite il PPA rispetto ai sempre più ridotti incentivi. Sotto questo aspetto, infatti, il corporate PPA offre maggiore possibilità di guadagno rispetto all’utility PPA, in quanto la controparte corporate è consumatore finale e parte da prezzi dell’energia tradizionalmente molto alti, mentre il trader offre prezzi più vicini al PUN o PZO. Questo spiega perché la diffusione di PPA in Italia avviene maggiormente attraverso i corporate PPA.

I vantaggi sono tuttavia notevoli anche per il consumatore elettrico, ossia l’azienda fornita dall’energia prodotta dall’impianto. Tra le altre cose, il PPA permette all’azienda di pianificare a lungo termine il costo per l’energia elettrica, senza dover però sostenere i costi legati alla costruzione di un impianto proprio. Inoltre, soprattutto per le imprese industriali, la disponibilità di energia verde assicurata dai PPA consente di mitigare il rischio di un innalzamento dei prezzi della CO2. Il cliente trader, invece, è interessato all’acquisto di energia pulita per la rivendita ai suoi clienti, i quali vogliono a loro volta contribuire alla transizione energetica e chiedono “un prodotto” rinnovabile. 

Vi sono vari modelli per la formazione del prezzo dell’energia, di cui di seguito si forniscono alcuni esempi: prezzo fisso (ossia per un determinato tempo con possibilità di nuova determinazione nel momento della scadenza), prezzo di mercato (PUN o PZO) nonché prezzo con CAP e Floor, ossia rispettivamente con un massimo ed un minimo. Certamente il costo dell’energia deve coprire i costi di realizzazione della centrale, i costi del finanziamento, i costi generali di gestione, e anche i costi di utilizzo della rete e di sbilanciamento della rete elettrica. Da non dimenticare, per il produttore, sono inoltre i ricavi ulteriori derivanti dalla vendita delle GO (Garanzia D’Origine). 

Un altro tema da affrontare nel contratto è la quantità di energia a disposizione. Più facile è regolare questo aspetto nel caso della vendita al trader: infatti, tutta l’energia prodotta viene ceduta all’offtaker. Più complesso invece è il caso del corporate PPA, perché gli impianti da fonti rinnovabile non possono garantire la disponibilità di energia 24/24 e nella maggior parte dei casi anche l’azienda ha dei momenti di minor/nessun consumo. Ne deriva sia la necessità per l’azienda di una fornitura supplementare che quella del produttore di un offtaker delle eccedenze. 

Altri aspetti bisognosi di regolamentazione contrattuale sono i seguenti: fase di sviluppo del progetto, fase di realizzazione dell’impianto, fase di esercizio dell’impianto (da menzionare, qui, la questione della corretta misurazione dell’energia prodotta e consumata), durata della fornitura, quantitativi minimi da acquistare, eventuali eccedenze, formazione prezzo / revisione prezzo, costi per l’utilizzo della rete e di sbilanciamento (con una volatilità elevata di alcuni componenti), eventuale mandato gestione POD, recesso anticipato, risoluzione e conseguenze, assicurazioni / clausole per il finanziamento dell’impianto, manutenzione ordinaria e straordinaria e fermi programmati dell’impianto, eventuale cessione dell’impianto, adeguamento del contratto a modifiche del quadro regolamentare. 

Nonostante i tentativi del legislatore di agevolare la loro diffusione tramite una piattaforma PPA del Gestore dei Mercati Energetici (in fase di partenza) ed vantaggi sinora elencati, in Italia i PPA si stanno diffondendo solo lentamente: è chiaro quindi che negli ultimi anni il mercato è stato in fase di maturazione e solo da qualche mese si vede un boom di annunci di PPA conclusi, la maggior parte dei quali, comunque, sono corporate PPA. Tra i problemi che segnalano gli stakeholder vi sono i seguenti: procedure autorizzative lente ed enti pubblici che si esprimono contro gli impianti (proprio su questo aspetto è appena intervenuto il legislatore tramite il D. L. 31 maggio 2021, n. 77), prezzi bassi dell’elettricità, mancanza di strumenti di hedging di lunga durata tramite strumenti finanziari delle borse elettriche internazionali o assicurazioni (in Italia siamo a una durata dei contratti tra 5-10 anni, con un hedging che arriva nella migliore delle ipotesi a 5/6 anni) in mancanza dei quali resta solo la conclusione di PPA virtuali nonché la quasi impossibilità della P.A. di fornirsi di energia tramite PPA. 

A maggio 2019 è stata pubblicata la notizia che DXT Commodities, Duferdofin Nucor e Fera hanno dato vita al primo corporate PPA eolico in Italia. Notizia simile è arrivata anche da un altro operatore del settore, Ori Martin, che dalla fine del 2020 grazie a un corporate PPA quinquennale beneficia dell’energia solare prodotta da un campo fotovoltaico di 53 MW ubicato in Sardegna. In entrambi i casi un ruolo chiave è stato assunto dal trader di energia DXT, che acquista l’energia dal produttore ad un prezzo fisso per venderla all’azienda di turno, intervento con il quale il PPA diventa virtuale con un prezzo sicuro per tutta la sua durata. L’ultimissima notizia pubblicata riguarda invece il gruppo Ferrero, il quale ha firmato un altro corporate PPA, sempre virtuale, con Falck Renewables per due impianti fotovoltaici integrati con sistemi agricoli ubicati in Sicilia.