Luca Pellegrino, head of business development presso Biae, ha spiegato a pv magazine Italia il ruolo dei registri nel FerX transitorio, illustrando vantaggi, come il prezzo di aggiudicazione, e svantaggi, come la rinuncia a prezzi zonali a pronti. Biae, che si definisce la prima banca italiana dedicata alla transizione energetica, fa parte del gruppo bancario Igea Banca.
Il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) suggerisce che il prezzo dell’asta FerX transitorio si attesterà nel range 60-65 €/MWh. Lei spiega che, alle luce di ciò i 77 €/MWh garantiti dai registri per gli impianti < 1 MW rappresentano un’opportunità da non trascurare (+18-28% di premio). Ci sono altri vantaggi oltre al prezzo di aggiudicazione?
Gli elementi più importanti mi sembrano proprio il prezzo di aggiudicazione e una finestra più ampia per accedere alle tariffe.
E svantaggi per i progetti che rientrano direttamente nei registri?
Penso che lo svantaggio maggiore risieda nel rinunciare a prezzi a zonali a pronti che in certi casi sono molto attraenti. Inoltre, firmare una convenzione GSE implica farsi carico di una serie di impegni amministrativi, ciò non va trascurato. Credo si tratti di svantaggi tutto sommato accettabili se confrontati con una tariffa fissa ventennale.
Alla luce di questo, si aspetta che alcuni progetti vengano rivisti per rientrare nei registri? Questo nel FerX definitivo per esempio? O già nel FerX transitorio?
Non saprei. Personalmente, credo che si debba aprire una riflessione sulle soglie di accesso ai registri e, in generale, sull’accesso a misure agevolative di progetti di piccola/media taglia che superano 1 MW.
In generale, quali i possibili effetti di prezzi di aggiudicazione tra 60 e 65 €/MWh sui progetti che potranno rientrare nel FerX definitivo?
Credo che vi sarà un’ulteriore scrematura di partecipanti alle aste. Gli operatori più grandi e i progetti utility scale hanno già fattorizzato nei loro modelli prezzi di aggiudicazione di 65 €/MWh o inferiori, non verranno spiazzati. Gli altri guarderanno alle alternative che offre il mercato.
All’interno del FerX, per gli impianti di potenza inferiore a 200 kW, il GSE provvede direttamente al ritiro e alla vendita dell’energia elettrica erogando, sulla produzione netta immessa in rete, il prezzo di aggiudicazione in forma di tariffa omnicomprensiva per un periodo pari a 20 anni. Per gli impianti di potenza superiore o uguale a 200 kW, il GSE regola i pagamenti con il produttore sulla base di un contratto per differenza a due vie per un periodo pari a 20 anni. Trova uno dei due più vantaggioso?
Credo che la gestione del CfD [Contratti per Differenza] possa rappresentare una complicazione per piccoli operatori, non abituati a questi strumenti. Al netto di effetti di breve sul circolante, non vedo grandi vantaggi in un senso o nell’altro.
Sarebbe eventualmente legale e consigliabile dividere un progetto in più sottoprogetti? O il ricordo di quanto successo in Puglia all’inizio del decennio passato potrebbe agire da freno?
Non posso fornire alcun consiglio, tantomeno dal punto di vista legale. Penso che vada prima di tutto garantita la solidità legale e autorizzativa dei progetti, elemento fondamentale per la loro bancabilità. D’altra parte, le evidenze del mercato possono portare alcuni investitori a ricercare progetti di dimensioni minori per non superare la soglia di 1 MW.
In generale, quindi, quali sono gli impianti più svantaggiati?
Penso che in questo quadro gli impianti più svantaggiati rimangano quelli tra 2-10 MW, che dovranno trovare soluzioni alternative al FerX.
Altre considerazioni?
Spero ci sia una crescita del mercato su PPA virtuali e fisici di medio-lungo termine. Si tratta di una soluzione win-win per produttori e consumatori di energia, che molto spesso viene sottovalutata.
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