Al principio c’era Enron; energia e business sembravano due realtà in perfetta sintonia. Il nuovo Eldorado consisteva nella scoperta di siti idonei alla realizzazione di impianti. Solo in Italia, per fare un esempio, il colosso energetico americano, e non solo, aveva sguinzagliato una decina di esperti del settore alla ricerca di queste “location”. Lo stesso, naturalmente, succedeva in altri Paesi, ma il mercato italiano era ai primi posti della lista, tra quelli “particolarmente appetibili”.
La quotazione di un sito autorizzato, idoneo ad accogliere un tipico impianto da 800 MW, era valutata attorno ai 50 miliardi delle vecchie lire. Non esisteva un listino ufficiale, ma questo era - secondo le indiscrezioni di “radio mercato” – il valore di riferimento; abbastanza per stimolare una fiorente attività di trading. Ancora più appetibile sembrava essere la situazione negli Stati Uniti, con 100 mila MW in fase di progetto o con iter autorizzativi già avviati.

L’unico collo di bottiglia segnalato dal settore aveva a che fare con i tempi di consegna delle turbine: troppa domanda a fronte di una produzione relativamente limitata (alcuni soggetti si sono rovinati opzionando impianti ancora prima di aver ricevuto un’autorizzazione, pur di scampare il rischio di rimanere senza). Erano gli anni in cui – confortati dall’esperienza britannica – chiunque avesse qualche milione di euro da parte (a prescindere dal core business e dal mestiere svolto fino a quel momento) un pensierino ad investirlo nel settore energetico lo faceva comunque. Nel ‘97-’98 in Gran Bretagna molti imprenditori erano riusciti a rivendere ad ottimi prezzi terreni per i quali avevano ottenuto l’autorizzazione a costruire centrali. Perché lo scenario non doveva ripetersi altrove?

Poi il castello di carte dell’Enron è saltato. E il comparto dell’energia si è ritrovato in un mondo totalmente nuovo. Quale, lo spiega Antonino Lo Bianco, responsabile per l’Europa del settore infrastrutture della Babcock & Brown.

Quali effetti ha sortito il “caso” Enron?
Gli operatori che facevano una politica finanziaria e industriale aggressiva sono usciti dal mercato o hanno dovuto rivedere in maniera significativa le loro ambizioni espansionistiche. La crisi di Enron ha causato molti problemi a cascata sia per il mondo finanziario sia per le altre società di trading e il settore è diventato più difficile da gestire. In Gran Bretagna, proprio per le conseguenze del fallimento di Enron, l’attività di trading si è ridimensionata ed il modello di business cosiddetto merchant è mutato diventando piu’conservativo e basato su assets fisici (asset backed trading). Un po’in tutta Europa è diminuito il numero dei soggetti attivi (in Italia in modo evidente) e si è ridimensionata l’attività di trading dei siti potenziali.

Uno scenario da day after…
Che ha i suoi lati positivi. I soggetti residui hanno maggiore determinazione, motivazione, affidabilità. Chi, invece, pensava che il gioco valesse la candela solo in termini di “rivendita” dell’autorizzazione ottenuta, si è defilato. Ricordiamoci che alla fine del 2001 il Ministero fu subissato con richieste per oltre cento progetti, alcuni dei quali con un livello di affidabilità discutibile. Poi i provvedimenti normativi adottati (si pensi alla necessità di presentazione delle documentazioni il cui costo poteva essere stimato in alcune centinaia di migliaia di euro) e il crollo di Enron hanno scremato i meno convinti. Chi ha continuato a portare avanti i propri progetti ha dimostrato di crederci davvero.

Ma ormai le banche erano scottate.
Storicamente lo sviluppo del mercato energetico è partito dagli Stati Uniti (precursori in molti settori), è proseguito in Inghilterra (che ha recepito l’esperienza statunitense e ha sviluppato una significativa deregulation) e poi è approdato nell’Europa continentale, dove ha attecchito essenzialmente in Italia e in Spagna. Le banche che avevano finanziato, per così dire, “allegramente” progetti in Gran Bretagna negli anni precedenti, si sono trovate a gestire situazioni difficili. In Europa ci sono circa cinquanta banche attive nel project financing. Di queste, una decina agisce su tutti i Paesi mentre le altre sono molto forti in casa ma poco presenti all’estero. Ebbene, le operazioni fatte in Gran Bretagna hanno visto la presenza di tutte le prime dieci società finanziarie e anche di buona parte delle altre. Ecco perché l’effetto della crisi britannica si è propagato come un domino in tutta Europa. C’è stata, così, l’inevitabile stretta creditizia. Oggi gli istituti finanziari pongono molta, molta più cautela. Anche per soggetti già in possesso di un business deciso e autorizzato, dunque, è diventato più difficile scegliere come poterlo finanziare.

Dunque, è più difficile ricorrere al project financing?
Diciamo che è più complesso ottenere un credito nel settore energetico; e comunque i costi sono un po’ più elevati.

Cosa preoccupa di più il sistema bancario?
Normalmente ci sono due alternative per finanziare l’impianto. La prima è su base merchant: un soggetto costruisce la centrale e “convince” la banca del fatto che, acquistate le materie prime e venduta l’energia a un dato prezzo, otterrà un delta sufficiente per rimborsare il prestito e per avere comunque un rendimento congruo, su un tempo relativamente lungo. Le decisioni ruotano attorno a un business plan che spieghi alla banca che nei prossimi 15/20 anni la società sarà abbastanza competitiva da reggere sul mercato. La seconda alternativa è su base contrattualizzata. In questo caso non c’è bisogno di “spiegare” alla banca le condizioni di mercato. Il soggetto costruisce l’impianto e ha una controparte che gli fornisce la materia prima (a condizioni prestabilite) e gli ritira poi i kWh prodotti (sempre a condizioni prestabilite). Il soggetto che chiede di essere finanziato è una pura azienda di trasformazione. Ciò che conta davvero, per la banca, è quindi sapere chi è il soggetto terzo e quale è la sua affidabilità. L’esperienza britannica ha insegnato che entrambi gli scenari non sono privi di rischi. Nel primo caso previsioni sbagliate e cambiamento delle e delle regole del funzionamento del mercato (si pensi all’introduzione del NETA) in corso d’opera hanno fatto saltare alcuni business plan. Nel secondo è capitato che le controparti che avevano firmato il contratto non sono state poi in grado di mantenere gli impegni.

Proviamo a calarci in Italia.
Ci sono vari problemi di fondo. Il primo ha a che vedere con la disponibilità di gas. Oggi nello scenario italiano non sono tanti i soggetti che possono rendere disponibili ingenti quantità di gas in attesa di una cruciale e definitiva apertura del mercato del gas. Il secondo aspetto critico riguarda il contesto normativo. Forti dell’esperienza americana e britannica, molti istituti finanziari hanno riportato in auge la regola d’oro del project financing (trascurata negli anni del boom): chiarezza delle regole e chiarezza dei contratti. La situazione nel nostro Paese è ancora in evoluzione, le regole del gioco ci hanno messo troppo tempo ad essere stabilite e in parte non sono ancora definite. La stessa Borsa è partita con qualche ritardo e difficoltà. In questo contesto è naturale che il sistema bancario si tuteli alzando il livello delle garanzie richieste. Un terzo elemento riguarda le previsioni sull’andamento futuro della domanda e dei prezzi. Chi le fa? E quanto sono affidabili? Perché dalla risposta a questa domanda dipende la valutazione di un progetto. In Italia siamo ancora in una fase nella quale si può identificare un quasi monopolio e un oligopolio di concorrenti. Questo scenario ci allontana un po’ da un mercato realmente competitivo che consente – essendo puro – di fare ipotesi più credibili sulla dinamica dei prezzi. In un mercato influenzato da pochi operatori, questi possono incidere in maniera più netta sulle dinamiche dei prezzi, attraverso le loro decisioni. Bisogna, dunque, capire a fondo la loro strategia di lungo periodo per dare delle valutazioni credibili sui trend futuri. E questo non è sempre facile.
Ci sono poi aspetti “delicati” che riguardano Grtn e Terna. Il loro ruolo è fondamentale per assicurare lo sviluppo della rete, fatto determinante sia in relazione a ciascun nuovo progetto sia allo sviluppo del mercato stesso anche attraverso le linee transfrontaliere.

Come è cambiato, dunque, il concetto di project financing?
Dopo il Cip 6 in Italia non c’è più stato un project financing puro. Sotto l’egida dei Cip 6 ci sono stati circa 7 miliardi di euro di operazioni di vero project financing. Dopo, solo una forma ibrida, nella quale gli sponsor del progetto sono stati chiamati ad assumere forme di impegno finanziario rilevanti e a fornire maggiori garanzie contrattuali. La banca stessa oggi vuole essere più coinvolta nella gestione industriale e anche se si tratta di un fatto più che altro simbolico chiede spesso di inserire un suo rappresentante nel consiglio di amministrazione. La durata del finanziamento nell’epoca del massimo ottimismo sfiorava in Gran Bretagna i 25 anni; in Italia ha raggiunto i 17 anni e mezzo con i Cip 6. Oggi siamo attorno ai 5-7 anni. Le banche hanno fretta di rientrare nel loro investimento e ci sono meccanismi di accelerazione del rimborso del debito. Gli stessi costi finanziari sono più alti di almeno il 50 per cento. Insomma, oggi costa parecchio di più accedere al mercato del credito.

Si può dire, in definitiva, che il project financing non è più “la” soluzione per chi intende realizzare nuovi impianti?
È ancora una soluzione, ma è meno accessibile ed è più complessa. Deve ancora essere considerato uno strumento idoneo, però meno efficiente di un tempo. Non è casuale il fatto che in Italia solo Eni, Endesa, Electrabel (ovvero coloro che i soldi già li abbiano e non sono dovuti ricorrere al project financing) hanno iniziato a costruire tutto, subito, senza perdere neppure un giorno. Edison, ad esempio, è partito solo con alcuni dei progetti che aveva proposto, stesso discorso vale per altri.
Solo una questione di mancanza di risorse?
Non necessariamente. Alcuni operatori del settore hanno richiesto più autorizzazioni del necessario (o, per lo meno, di quante centrali volevano davvero) anche per “marcare la concorrenza”, per fare operazione di disturbo sui competitor più diretti.

Lei crede in una piccola rivoluzione a breve periodo? E pensa che porterà cambiamenti nel profilo di rischio degli operatori del settore?
Il trend di medio periodo del settore è già da tempo delineato, al di là delle piccole contingenze, sia in Europa continentale sia in Gran Bretagna. I mercati finanziari lo danno per scontato. In Spagna ci saranno due soli operatori dominanti, in Germania due, in Francia e in Italia uno ciascuno. Nessuna alleanza forte e diretta ci sarà tra questi soggetti, ma ciascuno avrà un piede nel mercato altrui. Il dominante continuerà a dominare nel suo Paese di riferimento, ma avrà buona compagnia. Diciamo che manterrà in suo possesso il telecomando della televisione; ma gli altri potranno comunque decidere di vedere la tv in sua compagnia e nel suo salotto... In ogni mercato nazionale ci sarà comunque spazio per operatori di dimensioni più contenute con business locali o di nicchia. Quanto alla Gran Bretagna, il quadro è ormai consolidato, con una presenza significativa di operatori tedeschi e francesi. Per il settore finanziario cambierà ben poco rispetto ad oggi.

In definitiva, quanti MW verranno costruiti in Italia?
Il consenso degli addetti ai lavori si orienta su una stima attorno ai 10 mila MW. Realizzare questa potenza significa fare un buon affare. Dai 15 mila in su, da un punto di vista finanziario, la convenienza non è più così evidente.

In questo quadro, come si posizionano le rinnovabili?
Vedo uno spiraglio di ottimismo per queste fonti. Le rinnovabili oggi forniscono un maggior grado di affidabilità, anche grazie all’ultimo decreto che ha reso più sicure le regole del gioco. Automaticamente, questo ha provocato un aumento di interesse da parte delle banche. Anche perché con le rinnovabili gli importi sono più contenuti.
Anche tra le rinnovabili, però, c’è chi è figlio di un dio minore…
In effetti, (quasi) solo l’eolico viene analizzato in modo serio e sistematico. Malgrado qualche recente ostruzionismo a livello locale, è una fonte per la quale esistono interessanti progetti per valori compresi tra i 50 e i 100 milioni di euro. Il waste to energy pone grossi ostacoli a livello di autorizzazioni. Anche se il problema dei rifiuti è pressante, in Italia non ci sono al momento grandi prospettive per il settore. Per le biomasse? La situazione, forse, è ancora peggiore. Per i grandi impianti il timore è quello di non poter garantire l’approvvigionamento delle materie prime. Quanto ai piccoli, il mercato è abbastanza fiorente, ma non passa dal project financing (che si interessa di importi a partire da 30-50 milioni di euro) e si rivolge al finanziamento diretto da parte della banca locale. Lo stesso discorso riguarda il mini idroelettrico. A meno che si tratti di un gruppo di piccoli impianti, gestiti da uno stesso operatore, l’importo di solito non giustifica il ricorso al project financing.