Perché i prezzi delle aste indiane e delle aste italiane sono così diversi? Intervista tripla

I costi dei progetti, i costi dei pannelli, le autorizzazioni, i rischi normativi, l’irradiazione, ma anche la struttura delle aste sono le principali motivazioni che hanno portato, negli ultimi due anni, le aste indiane a prezzi molto più bassi di quelle italiane. È il messaggio di tre esperti interpellati per saggiare le ipotesi di pv magazine Italia.

Una parte significativa del divario di costo tra Italia e India dipende da elementi “non tecnologici”, che nel contesto italiano pesano in modo particolarmente rilevante, spiega il primo esperto.

“Tra questi rientrano i costi dei terreni e delle servitù, la forte frammentazione della proprietà e le spese legali associate. A ciò si aggiungono gli oneri legati alla connessione e ai rinforzi di rete, spesso accompagnati da un’elevata incertezza riguardo alle tempistiche e alle condizioni tecniche richieste. Anche il processo autorizzativo rappresenta un fattore critico: la durata dei permessi, il rischio di ricorsi e contenziosi e i costi finanziari generati dai periodi di inattività del progetto incidono sensibilmente sul risultato economico finale. In parallelo, i costi di sviluppo, tra cui ingegneria, autorizzazioni, attrezzature locali e garanzie, contribuiscono ulteriormente a elevare il costo complessivo”, ha detto Pablo López de Rego Lage, country manager di Optimize Energy.

Gli esperti confermano quindi che il time-to-revenue è un fattore fondamentale che va a incidere sui risultati delle aste, come ipotizzato originariamente da pv magazine Italia.

“Tutti i punti già citati sono corretti. Aggiungerei anche che il costo dei pannelli fotovoltaici è inferiore in India rispetto all’Italia, poiché lì esiste una produzione locale e sono previsti sussidi per l’intero settore fotovoltaico (come la riduzione dell’IVA sui pannelli fotovoltaici); il costo della manodopera in India è decisamente inferiore rispetto all’Italia. Direi in generale che l’intera struttura dei costi per lo sviluppo di impianti di energia rinnovabile in Italia è più elevata rispetto all’India”, ha detto a pv magazine Italia Nicola Baldina, general manager di NUS Consulting Group.

Baldina e López de Rego Lage ricordano anche il ruolo della stabilità regolatoria. Lo spagnolo sottolinea poi il ruolo dei BESS, asset che possono essere autorizzati o meno a svolgere attività che generano profili di “revenue stacking”.

Un altro fattore è la struttura dell’asta.

“In India si utilizzano spesso meccanismi di reverse bidding molto competitivi, mentre in Italia il modello più diffuso è quello dell’offerta “cieca” con un singolo bid. Se guardiamo semplicemente ai numeri, le differenze appaiono evidenti: l’asta SECI per progetti solar+storage ha raggiunto circa 27,8 €/MWh, mentre il fotovoltaico FER-X in Italia viaggia su valori medi intorno a 56,82 €/MWh”, dice López de Rego Lage.

Il rischio

Legato al time-to-revenue, un altro elemento determinante è il rischio, che si traduce direttamente in un costo più elevato del capitale. Quando un progetto richiede tempi lunghi per maturare o è esposto a maggiori rischi normativi e amministrativi, il costo medio ponderato del capitale (Wacc) aumenta e questo si riflette inevitabilmente anche sul prezzo d’asta.

“In Europa, inoltre, i progetti devono sostenere costi di conformità più elevati, ad esempio ambientali, archeologici o paesaggistici, ai quali si aggiungono i cosiddetti “rischi di coda”, come cambi normativi, limitazioni impreviste o potenziali contenziosi. Tutti questi elementi contribuiscono a far salire ulteriormente il costo del capitale. Un ruolo importante è svolto anche dal profilo degli investitori: in India, grazie alle dimensioni molto ampie dei progetti e delle aste nazionali, partecipano grandi gruppi locali o internazionali che dispongono di ampie capacità finanziarie, diversificazione tecnologica ed economie di scala molto forti, dicono gli esperti”, ha detto López de Rego Lage.

Simile la posizione di Shah.

“Il costo del capital è importante, ma non l’unica leva. L’Italia dispone di finanziamenti in euro e di finanziamenti di progetto maturi, ma il rischio di sviluppo/autorizzazione più il rischio di coda commerciale possono comunque spingere al rialzo il Wacc/i buffer di rischio rispetto a un PPA standardizzato e stipulato a livello centrale in India”, ha detto Shah.

Irradazione e altri fattori

L’irradiazione è l’ultimo fattore sottolineato dagli esperti.

“L’India beneficia di un’irradiazione eccellente e di grandi superfici in cui realizzare parchi solari ottimizzati, mentre in Italia la risorsa è buona ma meno scalabile, e il meccanismo FER-X riconosce infatti diversi valori di resa a seconda della zona”, ha detto López de Rego Lage.

Secondo Somesh Shah, manager nel dipartimento International Solar Business di Afry, molti siti indiani offrono un irraggiamento annuale notevolmente superiore, migliorando il rapporto €/MWh anche se il costo di investimento €/MW è simile.

López de Rego Lage sottolinea poi la disponibilità della rete elettrica e i rischi commerciali in senso stretto.

“Inoltre, durata e indicizzazione dei contratti, ripartizione del rischio di bilanciamento e di profilo, nonché altri aspetti commerciali/contrattuali/legali. Contano infatti anche la struttura contrattuale e la modalità con cui vengono allocati i rischi, come limitazioni, indicizzazione, penalità e garanzie oltre agli aspetti legati alla supply chain e alla tassazione. Ultimo fattore: le restrizioni sull’origine dei componenti, come l’esclusione di materiali provenienti dalla Cina, comportano costi maggiori e quindi offerte più alte, spiegano gli esperti”.

Shah ricorda infine il ruolo della valuta e dei rischi di hedging.

Asta indiana in Italia?

Secondo López de Rego Lage, è molto difficile prevedere il risultato di un’asta “tipo SECI” in Italia. Due i possibili scenari in funzione del ruolo che il BESS è chiamato a svolgere.

Nel primo scenario, lo storage è obbligatorio ma il prodotto rimane sostanzialmente fotovoltaico, senza requisiti rigidi di firming. In questo caso, se alle offerte venisse richiesto soltanto di includere un BESS senza imporre un profilo di erogazione costoso, i risultati italiani si avvicinerebbero ai valori FER-X, collocandosi intorno ai 55–70 €/MWh. La variabilità dipenderebbe dalla zona, dalla concorrenza e da eventuali restrizioni come i requisiti sull’origine dei componenti. Se poi si introducesse anche un meccanismo di reverse bidding, è ragionevole aspettarsi ulteriori ribassi, soprattutto grazie ai progetti più efficienti e agli investitori con un obiettivo di IRR tipico dei mercati più maturi.

“Il secondo scenario prevede invece un prodotto di “energia ferma” o “di picco”, nel quale il BESS ha l’obbligo di rispettare finestre orarie specifiche. In questo caso l’Italia registrerebbe valori decisamente più elevati, per diverse ragioni: l’energia per ricaricare il sistema (soprattutto nelle ore notturne o di valle) è più costosa rispetto all’India, il BESS è sottoposto a più cicli e dunque si degrada più rapidamente, e i tempi e il costo del capitale rimangono più alti. In un contesto di requisiti stringenti, un intervallo realistico potrebbe oscillare tra 80 e 130 €/MWh”, ha detto López de Rego Lage.

Asta record?

Baldina conferma che a ottobre, quando Solar Energy Corp. (SECI), l’agenzia di implementazione per lo sviluppo di progetti rinnovabili in India, ha registrato 2,86 INR (0,027 €)/kWh nell’ambito dell’asta da 2 GW di energia solare e 4 GWh di stoccaggi, si è arrivati a un minimo storico.

“È stata infatti la prima ad aggiudicare energia sotto la soglia dei 3 INR/kWh”, ha confermato López de Rego Lage.

“Anche il fotovoltaico “puro”, senza integrazione di storage, aveva già raggiunto livelli molto bassi nel mercato indiano: nel 2020, infatti, i prezzi erano scesi fino a circa 2 INR/kWh. È però fondamentale contestualizzare questi numeri, perché ogni programma di asta opera all’interno di condizioni specifiche, con diversi livelli di rischio, requisiti tecnici e contesti di mercato che possono modificare in maniera significativa gli esiti”.

Somesh Shah, manager nel dipartimento International Solar Business di Afry, ha ugualmente sottolineato la necessità di evitare termini assoluti per considerare le peculiarità del contesto.

“È tra i più bassi a livello globale, ma è meglio descriverlo come un “minimo storico per quel particolare modello di gara e quel momento di mercato”, non come un minimo universale”, ha detto Shah, parlando dell’asta di ottobre.

Simile la posizione di Baldina che sottolinea come probabilmente non avrebbe alcun senso fare un confronto diretto tra aste, poiché la normativa e la legislazione sono molto diverse tra Italia e India.

“Un confronto numerico diretto non è equo se non si allineano almeno alcune variabili critiche: durata del contratto, indicizzazione, obblighi di bilanciamento/forma, regime di riduzione, ambito dei costi di interconnessione, diritti di gestione dello stoccaggio (merchant stacking) e sanzioni. In India la gara d’appalto della SECI (2 GW di energia solare + 1 GW/4 GWh di stoccaggio) ha raggiunto 2,86 INR/kWh con un PPA di 25 anni, mentre in Italia il FER-X PV ha registrato una media di 56,82 €/MWh, ovvero 0,05682 €/kWh”, ha detto Shah.

“Un’asta solare+4h di stoccaggio in Italia supererebbe quasi certamente i livelli del solo solare, a meno che lo stoccaggio non riceva un flusso di entrate contrattuale separato o si ipotizzi uno stacking di mercato significativo con un rischio limitato. L’Italia ha gestito separatamente l’approvvigionamento di stoccaggio (Terna) con una remunerazione contrattuale, il che indica la preferenza del mercato di ridurre il rischio dello stoccaggio attraverso meccanismi dedicati”, ha aggiunto Shah.

Asta indiana in Italia?

Secondo López de Rego Lage, l’Italia potrebbe comunque replicare le aste “stile SECI”.

“Un modello del genere sarebbe teoricamente replicabile anche in Italia, ma solo al verificarsi di condizioni minime che lo rendano sensato e bancabile. Prima di tutto servirebbe una definizione chiara del prodotto: un semplice PV con BESS minimo oppure un prodotto “peak/firm” con finestre orarie e requisiti di prestazione ben determinati. Occorrerebbe poi un quadro normativo coerente con i meccanismi esistenti, un coordinamento con FER-X e Macse e una gestione adeguata dei vincoli di rete”, ha detto l’esperto spagnolo.

Il modello indiano prevede che ogni megawatt di capacità solare debba essere abbinato ad almeno 500 kW/2 MWh di accumulo di energia. I progetti possono essere ubicati in qualsiasi parte dell’India, ma devono essere collegati al sistema di trasmissione interstatale.

Secondo Baldina, invece, le reti di trasmissione e distribuzione in Italia sono molto più regolamentate rispetto all’India, quindi, ad esempio, attualmente non sarebbe possibile organizzare un’asta per impianti fotovoltaici e sistemi di accumulo con ubicazioni completamente separate.

“Conosciamo il problema della saturazione della rete di distribuzione in termini di richieste di connessione di progetti rinnovabili che molto probabilmente non entreranno mai in funzione. Le normative italiane (ispirate a quelle dell’UE) vanno nella direzione di favorire un equilibrio tra domanda e offerta in termini di politiche sulle energie rinnovabili”, ha detto il general manager di NUS Consulting Group.

Futuro

“La nostra aspettativa è che queste differenze possano progressivamente ridursi, anche se è improbabile che scompaiano del tutto nel breve periodo. Da un lato, ci sono diversi elementi che favoriscono una convergenza dei costi. La diminuzione dei prezzi dei sistemi di accumulo, insieme alla crescente maturità dei meccanismi come FER-X e Macse, potrebbe contribuire a ridurre il costo complessivo dei progetti tramite maggiore concorrenza e bancabilità. Se inoltre i processi autorizzativi e le connessioni venissero accelerati, il Wacc si abbasserebbe, migliorando la competitività delle offerte. Anche la forte spinta sulle rinnovabili può aumentare la concorrenza tra sviluppatori e investitori, portando in gara progetti più efficienti e quindi risultati migliori”, ha detto López de Rego Lage.

Allo stesso tempo, però, il country manager di Optimize Energy sottolinea che restano fattori strutturali che rendono difficile colmare completamente il divario con mercati come quello indiano: costo del capitale, scala più ridotta del mercato italiano, complessità amministrativa, caratteristiche della rete elettrica, limitata disponibilità di terreni realmente economici e facilmente scalabili.

“È possibile restringere il campo delle questioni da affrontare se esperti tecnici, autorità di regolamentazione, leader politici, consulenti legali e finanziari si riuniscono per ridurre il rischio di alcune questioni critiche”, ha detto il manager nel dipartimento International Solar Business di Afry.

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