Gallanti: “I mercati cambiano in fretta,
serve agilità per sfruttare le opportunità”

di PAOLA SESTI

Il connubio favorevole tra gli obiettivi ambiziosi fissati a livello europeo nel campo delle FER e un ambiente economico caratterizzato da un eccesso di liquidità ha reso negli ultimi anni gli investimenti in impianti rinnovabili in market parity particolarmente attrattivi agli occhi di player di tutto il mondo.

Un trend ora in piena espansione, sia geografica che tecnologica.
Il settore è oggi in pieno fermento, ma solo qualche anno fa non si coglievano ancora le potenzialità dei contratti di lungo periodo, in un mercato a termine che - specialmente dopo la crisi del 2008 - veniva utilizzato solamente per la compravendita di energia con un orizzonte temporale di due-tre anni in avanti.
Per comprendere meglio questo trend e le sue dinamiche, Nuova Energia
ha incontrato Dario Gallanti, Partner di ONE per l’area Southern Europe.

Il Power Purchase Agreement (PPA) in fondo è un contratto di acquisto di energia. Qual è la vera novità rispetto ad altri tipi di accordi?
In effetti PPA è un concetto che può essere declinato in più modi e il termine stesso non è certo di recente invenzione. In particolare, nell’epoca di investimenti rinnovabili post-incentivi questo tipo di contratto regola l’acquisto di una quantitià di energia tra un venditore (in questo caso l’asset rinnovabile) e un compratore (detto Power Purchase Agreement (PPA) in fondo è un contratto di acquisto di energia. Qual è la vera novità rispetto ad altri tipi di accordi?off taker) per un periodo di tempo prestabilito, a copertura del fatturato da vendita di energia e di conseguenza a garanzia del ritorno dell’investimento. Nell’ambito della market parity, nel tempo abbiamo assistito a un significativo cambiamento nelle tipologie di PPA: sono cambiati anche gli attori coinvolti.
Per esempio in Spagna, ovvero il mercato al momento più evoluto e liquido per gli investimenti non incentivati in Sud Europa, oltre agli IPP e ai fondi di Private Equity troviamo un numero sempre crescente di investitori di lungo periodo (come fondi sovrani o fondi pensione) che, diversamente dal passato, sono ora ben felici di accollarsi anche una parte dei rischi legati allo sviluppo del progetto.

La Penisola Iberica e l’Italia rappresentano due mercati
Dal punto di vista dei diversi caldi per la market parity. Mettiamo a confronto i due Paesi…stakeholder di mercato ci sono differenze notevoli, molte delle quali sono solo una questione di tempistiche e di
track record.
Sotto diversi aspetti l’Italia sembra trovarsi ora nella stessa posizione in cui si trovava la Spagna due anni fa, ma proprio grazie all’esperienza iberica dubito che l’Italia ci metterà lo stesso tempo a colmare questo divario.
Nel solare, in Spagna la traiettoria di sviluppo del settore dall’epoca degli incentivi a quella delle iniziative in market parity ha visto meno interruzioni rispetto alla situazione italiana. Molti sviluppatori spagnoli, una volta finito il boom del rinnovabile incentivato in Sud Europa, hanno preso parte a iniziative estere, soprattutto in Sud America, che hanno garantito continuità di business e la possibilità di cogliere le opportunità in market parity non appena i primi investitori interessati si sono riaffacciati sul mercato iberico.

Parlando di burocrazia nelle attività di sviluppo, quali sono invece le difficoltà da superare?
Nel caso della Spagna, i maggiori intoppi si riscontrano a livello di allaccio alla rete. Secondo gli ultimi dati resi pubblici, ci sono richieste di allaccio per oltre 100 GW in tutto il Paese.
Quanto all’Italia, sembra soffrire di un disallineamento nell’iter autorizzativo che comprende tutte le attività che seguono alla richiesta di allaccio. Da questo punto di vista, il nostro Paese ha urgente bisogno di una maggior armonizzazione tra gli obiettivi presenti e futuri concordati a livello nazionale e le procedure per il rilascio delle autorizzazioni che si espletano invece a livello regionale. [...]

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