Intervista – Enfinity: 3 GW di capacità FV installata in Italia entro il 2030, FerX strumento per bilanciare portfolio

pv magazine Italia ha avuto il piacere di parlare con Alice Cajani, head of Energy Commercialization di Enfinity Global. La società sta costruendo 539 MW di progetti fotovoltaici per onorare i PPA firmati in Italia (per un totale di 805 MW). Enfinity punta sulla diversificazione del rischio, anche attraverso “un mix bilanciato di offtaker”, sia industriali che utility e trader. Parliamo di esposizione al mercato, PPA baseload rinnovabili, de-industrializzazione, FerZ, ma anche di accettabilità dei progetti a livello locale, di altri rischi per il settore e del mondo BESS: Enfinity ha in Italia una pipeline BESS di 5,1 GW. Enfinity poi riporta di avere un tasso di conversione dei progetti fotovoltaici autorizzati 10 volte quello del resto del mercato.

pv magazine: Se non sbaglio avete firmato 805 MW di PPA in Italia in due anni. Tutti gli impianti sottostanti sono già in costruzione? A che punto siete con le installazioni?

Alice Cajani: Corretto. Abbiamo recentemente annunciato la chiusura di una serie di Power Purchase Agreements per un totale di 420 MW con una società tecnologica americana. In meno di due anni, Enfinity ha firmato quasi un gigawatt di PPA, affermandosi come leader nel mercato dei PPA solari in Italia. Tutti i progetti sottostanti sono già operativi o in fase di costruzione: in particolare, 232 MW sono attualmente in esercizio, mentre 539 MW sono in costruzione.

Si parla quasi sempre di agrivoltaico, giusto? Di che tipologia?

Gran parte dei nostri progetti è stata autorizzata in una fase precedente all’introduzione degli obblighi normativi sull’agrivoltaico, motivo per cui l’integrazione agricola non è sempre prevista come requisito formale. Tuttavia, laddove possibile, stiamo implementando soluzioni compatibili con l’uso agricolo del suolo, come il pascolo controllato, la coltivazione di erbe officinali spontanee o di essenze arboree e la piantumazione di alberi da frutto come i mandorli, in grado di coesistere con l’impianto fotovoltaico. Per Enfinity, la coesistenza tra produzione energetica e utilizzo agricolo del suolo è un tema prioritario e dunque l’agrivoltaico rappresenta una direzione di sviluppo rilevante in ottica futura, sia per la valorizzazione del territorio sia per l’accettabilità dei progetti a livello locale.

Il vostro modello, basato su project financing, si focalizza su progetti che abbiano un certo grado di certezza dei ricavi a lungo termine. Quali i vantaggi di firmare PPA con soggetti come Statkraft e A2A? Quali i vantaggi invece di firmare PPA direttamente con il consumatore finale (industriale)?

Direi che non esiste una netta distinzione in termini di vantaggi o svantaggi tra le diverse tipologie di offtaker. L’elemento chiave resta la bancabilità e l’affidabilità delle controparti: trattandosi di contratti di lungo termine, i PPA richiedono relazioni stabili, basate su fiducia reciproca e visione condivisa nel tempo. Più che altro, farei una distinzione in ottica di gestione del portafoglio. Una buona strategia di portfolio management impone di diversificare il rischio, evitando di concentrarsi su un’unica tipologia di controparte. È proprio per questo che abbiamo sempre puntato ad avere un mix bilanciato di offtaker, sia industriali che utility e trader.
Infine, ci sono differenze sostanziali nei bisogni delle controparti: le utility e i trader tendono ad avere esigenze di copertura verso un portafoglio di clienti finali o verso esposizioni speculative, mentre gli offtaker industriali e corporate sono guidati dalla necessità di fissare i costi energetici nel lungo periodo, spesso con un’attenzione crescente alla sostenibilità. In questi casi, la firma di un PPA consente loro di supportare progetti addizionali, garantendo l’origine rinnovabile dell’energia e contribuendo in modo diretto alla transizione energetica.

Si parla di PPA baseload? Non facile, giusto? Quali le difficoltà?

Faccio un passo indietro per inquadrare il tema. Si parla di PPA baseload quando si cerca di rispondere all’esigenza del consumatore finale – come nel nostro caso – di ottenere un profilo di fornitura costante, tipico dei consumi industriali. Tuttavia, i progetti solari presentano intrinsecamente una discontinuità nella produzione, il che li rende poco adatti, da soli, a soddisfare un profilo baseload.
Le principali difficoltà emergono quindi quando si cerca di costruire un PPA baseload al 100% rinnovabile: in questo caso è necessaria l’aggregazione di tecnologie diverse. Nel caso specifico di Enfinity, disponiamo di una pipeline fotovoltaica che può essere integrata con progetti di storage, ma sarebbe ideale includere anche fonti come l’eolico o l’idroelettrico. Tuttavia, quando l’utente finale richiede addizionalità – ossia energia proveniente da nuovi impianti costruiti ad hoc – la combinazione di queste tecnologie diventa più complessa.

Un’altra difficoltà riguarda la gestione del rischio: un IPP non può più permettersi un approccio passivo. Occorrono competenze interne robuste sia in ambito di energy management sia di trading, perché anche con un mix di tecnologie rinnovabili, resta fondamentale saper gestire l’esposizione al mercato. Infine, va considerato anche il tema della bancabilità. Laddove il prodotto incorpora elementi di rischio maggiore, anche le controparti finanziatrici pongono requisiti più stringenti. Difficile, dunque, ma non impossibile. Crediamo sia la direzione verso cui il mercato si sta muovendo e stiamo già lavorando in questa direzione. Enfinity dispone internamente delle competenze, dei modelli di risk management e delle capacità di mercato necessarie per affrontare questa evoluzione.

Avvertite un rischio di possibile de-industrializzazione del sistema italiano?

Il tema dei costi energetici è sicuramente molto rilevante e particolarmente sensibile per il tessuto industriale italiano, un settore che noi di Enfinity stiamo cercando di supportare attivamente. Personalmente opero nel settore dal 2008, inizialmente mi sono occupata di emission trading (mercato compliance – non volontario), un ambito in cui la questione della delocalizzazione è sempre stata un tema caldo. Il rischio di de-industrializzazione esiste, ma sono in corso diverse iniziative per mitigarlo. Ad esempio, nel sistema di emission trading agli esordi è stata mantenuta l’assegnazione gratuita delle quote per le aziende a rischio di delocalizzazione industriale. Inoltre, il governo italiano sta adottando misure volte a calmierare il costo dell’energia per gli utenti finali, come il meccanismo di Energy Release o il Decreto Bollette, che prevedono interventi del GSE per contenere i prezzi rivolti al settore industriale.

Detto questo, il ruolo delle aziende industriali europee, e italiane in particolare, deve necessariamente evolvere. Con i costi energetici elevati, molte imprese hanno già iniziato a gestire internamente l’approvvigionamento energetico con team di energy management dedicati. È fondamentale che le aziende comprendano sempre meglio i mercati energetici per mantenere la propria competitività. Siamo consapevoli che non tutte le realtà possano sviluppare queste competenze internamente. Proprio per questo, Enfinity mette a disposizione la propria esperienza consolidata nel trading energetico per offrire supporto concreto, strutturando prodotti pensati per rispondere alle esigenze di medio-lungo termine delle direzioni aziendali.

Oltre ai PPA, considererete meccanismi di incentivazione come il FerX?

Sì, certamente. Sempre nell’ottica di una gestione strategica del portafoglio, come accennavo in precedenza, il mio mandato entrando in Enfinity nel 2022 è stato chiaro: vogliamo operare in Italia focalizzandoci sul servizio ai consumatori finali e all’industria.
Tuttavia, il mio ruolo include anche il compito di suggerire all’azienda le migliori strategie di bilanciamento del portafoglio, integrando componenti di lungo termine, anche con controparte governativa e in base alle aspettative dei nostri investitori. In quest’ottica, stiamo sicuramente valutando la partecipazione a meccanismi come il FerX.

È importante sottolineare che manteniamo sempre una rigorosa attenzione ai target di rendimento. Per esempio, nel FerX transitorio, che quest’anno vedrà una competizione elevata, valuteremo attentamente la sostenibilità economica degli investimenti.
Detto ciò, qualsiasi strumento che contribuisca a diversificare il rischio è preso in seria considerazione. Il FerX, oltre alla componente prezzo, rappresenta un prodotto di grande valore perché offre stabilità dei ricavi nel lungo termine. Inoltre, consente di offrire capacità inferiori rispetto alla massima capacità del progetto, permettendo così una coesistenza efficace con i PPA. Per queste ragioni, lo consideriamo un valido strumento di gestione del rischio.

Cosa pensate poi degli altri meccanismi di incentivazione? Nello specifico del FerZ? Come percepite questo strumento?

In questo caso la risposta è “dipende”, perché il FerZ non è ancora stato definito nella sua struttura operativa. Molto dipenderà quindi da come verrà effettivamente declinato nelle regole attuative. Lo consideriamo sia un’opportunità sia un rischio. È un’opportunità per un’azienda come Enfinity, poiché introduce il ruolo di aggregatore di diverse tecnologie, attività su cui stiamo già lavorando. Studieremo attentamente il decreto quando verrà finalizzato, per valutare se effettivamente potremo posizionarci come aggregatori.
Attualmente operiamo in modalità stand-alone, cercando di rivolgerci direttamente ai clienti industriali.

Il FerZ aggiunge però un passaggio ulteriore, ovvero la vendita al GSE, che si occuperà della profilazione baseload per l’industriale. Il mio principale timore riguarda il segnale di prezzo: molto dipenderà da come i volumi baseload verranno poi rivenduti agli industriali. Se i prezzi non saranno sostenibili per un aggregatore stand-alone, invece di favorire l’incontro domanda-offerta, si rischierebbe una progressiva centralizzazione di questi volumi presso il GSE, situazione che andrebbe in contrasto con lo sviluppo di un libero mercato, nel quale crediamo fortemente. Detto questo, vogliamo mantenere un approccio ottimista e attendiamo con interesse di vedere come il meccanismo sarà sviluppato operativamente.

Parlando di PPA, sembra che il mercato italiano sia orientato a orizzonti temporali limitati. L’Energy Release e il FerX sembrano creare una certa flessibilità sul mercato dei PPA, proprio perché sembrano creare flessibilità su orizzonti temporali differenti. Sbaglio? Potrebbe spiegare?

Questa domanda è molto interessante e merita una riflessione approfondita. Enfinity ha chiuso PPA di lungo termine anche con clienti industriali e corporate. Tuttavia, osservando il tessuto industriale italiano, le esigenze in termini di durata del contratto risultano spesso differenti rispetto a quelle di uno sviluppatore di progetti rinnovabili. Gli sviluppatori necessitano tipicamente di un orizzonte temporale di almeno 10 anni per finanziare i progetti e garantire ai partner bancari una sicurezza sui ricavi a lungo termine. D’altra parte, molte realtà industriali italiane preferiscono orizzonti più brevi. Questo non per mancanza di visione, ma per come è strutturata la vendita del loro prodotto finale, soprattutto in settori dove il costo dell’energia incide in modo significativo sul prezzo di vendita. Infatti, coprirsi con contratti di lungo termine a un prezzo potenzialmente superiore ai prezzi di mercato futuri può compromettere la competitività del prodotto finito. Per questo motivo, in Enfinity evitiamo di coprire il 100% dei volumi con PPA di lungo termine, lasciando una quota di flessibilità (tipicamente il 20-30%) da gestire a mercato o con PPA di breve termine, più adatti alle esigenze industriali.

I meccanismi come Energy Release e FerX offrono una maggiore flessibilità. L’Energy Release, attualmente in stand-by in attesa di approvazione della Commissione Europea, prevede una vendita di energia all’industriale da parte del GSE per un periodo di tre anni, mentre lo sviluppatore mantiene un contratto ventennale con il GSE. Il FerX, invece, permette flessibilità nel portafoglio: un’azienda dinamica come Enfinity può finanziare il progetto con PPA di lungo termine tramite FerX, rendendolo bancabile, e allo stesso tempo servire la componente industriale con PPA di breve termine per la quota non contrattata. In questo modo, si riesce a bilanciare la necessità di sicurezza finanziaria dello sviluppatore con la flessibilità richiesta dall’industria.

Cosa pensate dei segnali di prezzo derivanti dal FerX transitorio? Quali i rischi? Quali le possibilità?

A mio avviso, il rischio è molto elevato. Il contingente disponibile per il FerX transitorio è di 8 gigawatt, mentre i potenziali partecipanti sono più del doppio. Sebbene sia ancora da vedere chi effettivamente parteciperà, prevediamo che molti impianti, soprattutto nel Sud Italia e nelle isole, offriranno prezzi molto bassi per due motivi principali: il primo è che molti operatori non dispongono di team interni di energy management dedicati, capaci di offrire alternative agli investitori, come i PPA. Il secondo riguarda il fatto che in Italia soltanto circa il 10% dei progetti autorizzati è stato effettivamente convertito in impianti operativi o in costruzione, il che indica un’esperienza limitata nella realizzazione degli impianti.

In Enfinity, invece, vantiamo un tasso di conversione del 100%, con tutti i nostri progetti autorizzati che sono operativi o in fase di costruzione. Grazie a questa esperienza, abbiamo una buona visibilità sui costi reali di costruzione e sappiamo che al di sotto di certe soglie non è possibile andare.

Temiamo quindi che molti operatori meno esperti possano proporre prezzi troppo bassi, basati su stime errate della componente Capex nei loro modelli finanziari. Se il FerX dovesse chiudere con prezzi molto bassi, questo rappresenterebbe un segnale di mercato molto forte, ma al contempo potrebbe bloccare il mercato dei PPA, perché diventerebbe difficile trovare un equilibrio tra domanda e offerta. Questo fenomeno si sta già manifestando dopo l’Energy Release, che ha indicato agli industriali un prezzo intorno ai 65 €/MWh, livello sotto il quale molti progetti non riescono a essere economicamente sostenibili.

Parlando di fotovoltaico, voi avete una pipeline di 2,4 GW. Avete obiettivi al 2030 in termini di installato? In generale, potreste condividere delle metriche sull’installato in Italia nei prossimi anni?

Il nostro obiettivo è raggiungere i 3 GW di capacità installata in Italia entro il 2030. A oggi abbiamo 232 MW operativi, 539 MW in costruzione e 807 MW già autorizzati. Stiamo lavorando per accelerare la messa a terra della nostra pipeline, con un ritmo di crescita che sia sostenibile e allineato con le esigenze del sistema elettrico. Per quanto riguarda le metriche complessive sull’installato nel mercato italiano, non disponiamo di dati proprietari aggiornati, ma secondo un recente report di Elemens, solo circa il 10% dei progetti autorizzati in Italia risulta effettivamente in costruzione. Questo dato evidenzia una criticità sistemica che intendiamo contribuire a superare con un approccio strutturato, orientato alla realizzazione concreta degli impianti.

Passando al mondo BESS, se non sbaglio la percentuale dei vostri progetti in Italia è di oltre il 70%. Voi però siete anche presenti in diverse geografie. Quali le peculiarità del mondo BESS italiano? Guardate con favore i meccanismi di incentivazione italiani?

Corretto, in Enfinity disponiamo di una pipeline in Italia di 5,1 gigawatt di sistemi di accumulo a batteria (BESS). Questa tecnologia è per noi fondamentale, soprattutto perché vogliamo posizionarci come partner di servizio per il cliente finale industriale. Le batterie rappresentano infatti un elemento strategico nel nostro portafoglio, in grado di supportare la stabilità della rete e di contribuire agli obiettivi di transizione energetica del Paese in cui investiamo. Accogliamo con favore i meccanismi di incentivazione come il MACSE e il Capacity Market, poiché le batterie sono ancora una tecnologia relativamente nuova in Italia. Per il project financing, la certezza di ricavi a lungo termine offerta da questi meccanismi è un fattore chiave per facilitare l’accesso al credito da parte delle banche. Tuttavia, il MACSE limita la possibilità di valorizzare le competenze interne di trading. Pertanto, riteniamo che soggetti evoluti potrebbero iniziare utilizzando il MACSE per dimostrare la bancabilità dei progetti, per poi evolvere verso un’esposizione più merchant nel tempo. In particolare, per i progetti al Nord Italia, una possibile strategia è quella di combinare inizialmente contratti di tolling con il Capacity Market, per poi gradualmente trasferire la gestione dell’asset internamente.

In generale, si vedono diversi operatori con diverse strategie per le BESS. Parlando di investitori stranieri, vi aspettate che si focalizzeranno su investimenti PV o BESS o investimenti congiunti PV&BESS?

Anche in questo caso, la risposta è “dipende”. Non esiste una strategia giusta o sbagliata, ma si possono distinguere due principali tipologie di investitori: quelli che entrano in un Paese con l’intenzione di rimanervi a lungo termine e quelli con un approccio più speculativo e di breve periodo. Noi di Enfinity ci collochiamo chiaramente nella prima categoria: sviluppiamo, costruiamo e rimaniamo proprietari degli impianti per l’intero ciclo di vita dell’impianto. Per noi e i nostri investitori, una strategia di portafoglio integrata, che combina fotovoltaico, batterie e altre tecnologie rinnovabili, è fondamentale. Al contrario, altri investitori con un approccio più speculativo potrebbero preferire investimenti focalizzati singolarmente su pipeline fotovoltaiche o di batterie. Nel nostro caso, in particolare perché puntiamo a servire clienti finali, è essenziale investire in entrambe le tecnologie. Solo così si può sfruttare al meglio la profilazione della domanda e dell’offerta, possibile grazie alla combinazione di diverse fonti e sistemi.
In sintesi, non esistono regole rigide: la scelta dipende dalle esigenze specifiche di ogni investitore e dall’orizzonte temporale di investimento nel Paese.

Potreste dare una panoramica dei vostri progetti BESS e delle vostre strategie? Quanti dei vostri progetti hanno come target il Macse? Quanti il Capacity Market? E quanti invece andranno merchant?

Abbiamo una pipeline di oltre 5 GW di progetti BESS in Italia. Una parte è orientata verso il MACSE, con configurazioni che puntano a fornire servizi di rete. Altri sono predisposti per il Capacity Market o per modelli merchant evoluti, eventualmente con forme ibride. La nostra strategia è flessibile: scegliamo il canale più coerente per ogni progetto in funzione della localizzazione e del profilo di rendimento.

Altre considerazioni?

Il panorama energetico e della commercializzazione delle rinnovabili in Italia è in costante fermento ed è molto stimolante sapere che nel prossimo futuro si apriranno molte nuove opportunità e strumenti da analizzare con attenzione. Siamo particolarmente soddisfatti della decisione, frutto dell’esperienza dei nostri fondatori, di sviluppare principalmente al Nord Italia: non seguendo semplicemente l’irraggiamento solare, ma ponendo al centro la domanda industriale. Questo approccio facilita significativamente il nostro lavoro , poiché ci consente di essere vicini ai principali consumi energetici del Paese. Inoltre, essendo un’azienda globale, tutta l’esperienza che stiamo accumulando in Italia rappresenta un patrimonio prezioso che possiamo trasferire e applicare anche in altri Paesi in cui Enfinity opera, come il Giappone e l’India.

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