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SFEF

2020/49

Energie rinnovabili in Italia tra incentivi e mercato: crescita e finanziamento degli investimenti

 


Lo sviluppo delle energie rinnovabili nel quadro del “green deal europeo” è stato particolarmente elevato negli ultimi anni in Italia e negli altri paesi dell’Unione. L’affinamento delle tecnologie ha generato potenti ricadute sull’efficienza degli impianti e sul costo per megawatt installato, determinando una minore dipendenza dall’ottenimento degli incentivi pubblici. Con la grid parity e l’autosufficienza rispetto al sostengo pubblico occorre tuttavia tenere conto, in sede di finanziamento dei progetti, di particolari implicazioni che riguardano la natura del rischio e le conseguenze di ciò sulla strutturazione delle linee di credito e sulle caratteristiche richieste agli sponsor. Le imprese sono price takers e la mancanza di incentivo fa sì che i ricavi siano maggiormente legati ai cicli dell’economia e minori in valore assoluto, rendendo necessaria particolare attenzione e prudenza nella definizione delle condizioni di finanziamento.

Sommario

Premessa

Sia in termini di capacità installata che di incidenza della produzione rispetto alle fonti convenzionali l’Italia è uno dei paesi più all’avanguardia nelle energie da fonti rinnovabili (le “FER”). Si consideri la Tabella 1) che riporta i dati Mtep (milioni di tonnellate equivalenti di petrolio) delle diverse fonti di energia in termini di produzione, export/import, consumi.

Tabella 1. Bilancio dell'energia in Italia (Mtep)

05_Tabella 1

La dipendenza dall’estero dell’Italia nelle fonti energetiche tradizionali è evidente in maniera trasversale: nei solidi, nel gas e nel petrolio la componente import è di gran lunga quella che maggiormente alimenta i consumi interni. Le fonti rinnovabili mostrano un profilo totalmente diverso, in quanto la produzione soddisfa quasi totalmente i consumi interni.

Lo sviluppo delle rinnovabili si traduce in una riduzione del peso dell’inquinamento (i.e. emissioni in atmosfera) e quindi in un vantaggio per la salute collettiva. Si consideri al riguardo come l’Europa abbia fissato degli obiettivi importanti di riduzione del Co2 rispetto ai valori di riferimento del 2005. Per il settore non ETS, che include il civile, l’industria non energivora, i trasporti (esclusa aviazione) e l’agricoltura, l’obiettivo di riduzione è stato declinato a livello di singolo Paese: per l’Italia il target al 2030 è di una riduzione del 33%, mentre il dato consuntivo del 2017 mostra una riduzione del 20%.

Si consideri, infine, come l’incremento della capacità produttiva FER sia un volano di crescita del prodotto interno lordo e dell’occupazione assolutamente importante: i dati del Ministero per lo Sviluppo Economico per il 2017, con riferimento alla ricaduta degli investimenti nelle sole rinnovabili elettriche, evidenziavano investimenti per nuovi impianti di produzione e/o revamping degli stessi per 1,834 miliardi, 3,096 miliardi di spesa per la manutenzione del parco esistente, un valore aggiunto per l’economia pari a 2,803 miliardi ed una ricaduta occupazionale di lavoratori temporanei pari a 13.558 e permanenti pari a 29.060. Il fotovoltaico e l’eolico pesavano per oltre il 70% degli investimenti e per circa il 40% del valore aggiunto complessivamente creato, mentre il maggiore indotto relativo alla manutenzione era sviluppato dall’Idroelettrico, Biogas, Biomasse e Bioliquidi, i quali rappresentavano quasi l’80% della spesa complessiva.

 

1. Le direttive comunitarie e gli obiettivi di crescita

Le direttive comunitarie che disciplinano gli obiettivi per i vari paesi, nonché gli incentivi da esse previsti, hanno avuto un ruolo fondamentale nell’incremento della capacità produttiva. La direttiva 2009/28/CE (recepita in Italia con il D.L. 28 del 3 marzo 2011) assegnava all’Europa nel complesso ed ai singoli stati membri due obiettivi in termini di incremento delle FER. Il primo obiettivo “overall target” era quello di raggiungere nel corso del 2020 una quota di consumi finali lordi (CFL) da FER pari al 20% per l’Europa e, nel caso specifico dell’Italia, al 17%. Lo stesso obiettivo con riferimento al settore dei trasporti era pari al 20%. L’Italia già nel 2018 superava il target posto raggiungendo una quota FER sui CFL pari al 17,8%, mentre lo stesso dato per l’Europa era pari al 18%. Il nostro paese è anzi l’unico tra i principali paesi dell’UE ad aver raggiunto un peso superiore all’obiettivo fissato dalla direttiva, nonché il paese con la performance migliore di tutti i cinque maggiori paesi dell’UE (Figura 1).

 

Figura 1. Quota di CFL da FER

05_Figura 1

Fonte: dati GSE

Figura 2. Peso sui consumi complessivi e peso sui consumi FER dell’UE

05_Figura 2

Fonte: dati GSE

 

È interessante anche notare come sul totale UE l’Italia presenti un peso dei CFL da FER del 10,3% (CFL FER italiani sul totale CFL FER europei) e un peso pari al 10,4% in termini di consumi complessivi (CFL totali italiani su CFL totali europei - Figura 2). In tutti gli altri paesi, ad eccezione della Spagna dove la distanza è comunque superiore all’Italia, si osserva un gap non trascurabile tra i due indicatori con un peso dei CFL complessivi sempre più alto del peso dei CFL da FER. Questo da evidenza del fatto che l’Italia in termini relativi ha un sistema maggiormente orientato all’energia pulita.

Il peso delle FER nel campo dei consumi elettrici invece, sempre facendo il raffronto tra i cinque maggiori paesi, vede l’Italia al terzo posto con un peso del 33,9%, dopo Germania (38%), Spagna (35,2%) e davanti a UK (30,9%) ed alla Francia (21,2%).

Nel corso degli anni l’Italia ha evidenziato una crescita continua della quota dei consumi interni di elettricità coperti dalle fonti rinnovabili: questi sono passati da un peso del 16,3%

Figura 3. Potenza installata degli impianti da FER

05_Figura 3

Fonte: dati GSE/Terna

 

nel 2005 al 33,9% nel 2018, con un tasso medio annuo di crescita di circa il 6%. La crescita dei consumi è stata resa possibile grazie ad una politica incentivante che ha determinato uno sviluppo molto forte della capacità produttiva.

La potenza installata in termini complessivi tra il 2008 ed il 2018 è cresciuta ad un tasso medio annuo di circa l’8% e, nell’ambito di essa, la componente più dinamica si è rivelata essere il fotovoltaico. Questo a partire dal 2015 superava la capacità produttiva dell’idroelettrico con 18.901 MW a fronte di 18.543 MW. Le due componenti nel 2018 rappresentavano oltre il 70% della capacità FER installata (Figura 3).

 

2. L’evoluzione del sistema incentivante

La forte crescita di tutti i comparti è stata senz’altro determinata dal sistema di incentivazione il quale, seppur tra varie critiche riferite ai costi per la collettività ed alla questione degli effettivi destinatari finali dei benefici, ha permesso l’afflusso di una enorme quantità di risorse finanziarie nel settore, richiamando investitori anche dall’estero e permettendo la strutturazione di operazioni creditizie in project finance.

I meccanismi incentivanti nel tempo si sono evoluti e differenziati a seconda della fonte e della dimensione degli impianti: nel 2016, che è stato l’anno di picco, il valore complessivo degli incentivi ammontava a circa 16 miliardi di euro, di cui 14,4 relativi alle FER elettriche. Nel 2018 la spesa inclusiva degli incentivi per l’efficienza energetica era invece di 15,4 miliardi, di cui 11,6 destinati alle FER Elettriche.

Gli albori del sistema di incentivazione risalgono al 1992, allorquando veniva lanciato il sistema incentivante per l’installazione di impianti per la produzione di energia elettrica da FER. La normativa era nota come CIP 6 e prevedeva la possibilità di vendere l’energia prodotta ad un prezzo maggiorato.

Nel 1999 veniva invece istituito il meccanismo noto con il nome di Certificati Verdi, cioè titoli negoziabili sul mercato corrispondenti ad una certa quantità di emissioni di CO2, conferiti a titolo di incentivo dal GSE al gestore di un impianto alimentato da fonti rinnovabili, essendo quest’ultimo produttore di energia senza gli effetti negativi in termini di emissioni di CO2. Il meccanismo derivava dalle previsioni del Decreto Legislativo del 16 marzo 2009 n. 79 (il cd Decreto Bersani) il quale prevedeva l’obbligo, per gli operatori che immettevano in rete più di 100 Gw l’anno, che almeno il 2% dell’energia immessa provenisse da impianti FER entrati in esercizio o ripotenziati (limitatamente alla capacità aggiuntiva) in data successiva al 1 aprile 1999.

A fronte degli obblighi imposti ai produttori di energia da fonti fossili si palesavano dei vantaggi per i produttori da fonti rinnovabili in quanto, in assenza di capacità produttiva FER sufficiente, i primi erano obbligati all’acquisto sul mercato dei Certificati Verdi dai produttori caratterizzati o da sola produzione FER o comunque da produzione FER superiore ai minimi imposti per Legge. Il prezzo del Certificato verde, che di fatto è un titolo annuo di valore pari o multiplo di 1 Mwh, prescinde dalla tipologia di FER ed è determinato in base ai prezzi di acquisto da parte del gestore della rete. Per il 2006, ad esempio, il prezzo dei Certificati Verdi è stato pari a circa 125 euro/Mwh, valore cui andava aggiunto il prezzo di cessione dell’energia (oltre 70 euro/Mwh mediamente per quell’anno), determinando quindi un totale di quasi 200 euro per Mwh. Dal 2009 è stato invece previsto che il prezzo del Certificato Verde, unito a quello dell’energia ceduta sul mercato, non potesse essere superiore ai 180 euro.

Con la Finanziaria del 2008 il meccanismo dei certificati verdi è stato modificato con la previsione anche della Tariffa Onnicomprensiva, cioè inclusiva dell’incentivo e del prezzo dell’energia, riservata gli impianti di piccole dimensioni (escludendo il fotovoltaico) per un periodo di 15 anni.

Nel 2005 è stato varato il primo Conto Energia attraverso il D.M. del 28 luglio il quale fissava tempi e modalità di attuazione, in particolare a supporto degli investimenti nel settore fotovoltaico. Il Conto Energia è un programma europeo di incentivazione in conto esercizio della produzione di energia elettrica da fonte solare attraverso impianti connessi in maniera permanente alla rete elettrica (grid connected). Il meccanismo di funzionamento prevede la possibilità di utilizzare l’energia prodotta a copertura totale o parziale dei propri fabbisogni, collocando invece gli eventuali surplus sul mercato. Al primo Conto Energia hanno fatto seguito altri quattro e l’ultimo (il quinto) risale al 2012 ed è terminato il 6 luglio 2013. Nell’arco degli anni di operatività in Conto Energia ha avuto un ruolo importantissimo nello sviluppo del fotovoltaico nel nostro paese.

Il D.M. del 4 Luglio 2019 ha previsto nuovi meccanismi di accesso agli incentivi e suddivide gli impianti in 4 gruppi:

-           gruppo A: include gli impianti eolici “on shore” di nuova costruzione, integrale ricostruzione, riattivazione o potenziamento e gli impianti fotovoltaici di nuova costruzione;

-           gruppo A2: impianti fotovoltaici di nuova costruzione i cui moduli sono installati in sostituzione di coperture di edifici e fabbricati rurali su cui è operata la completa rimozione dell’eternit o dell’amianto;

-           gruppo B: include gli impianti idroelettrici di nuova costruzione, integrale ricostruzione (esclusi gli impianti su acquedotto), riattivazione o potenziamento e gli impianti a gas residuati dei processi di depurazione di nuova costruzione, riattivazione o potenziamento;

-           gruppo C: comprende in ultimo il rifacimento totale o parziale di impianti eolici “on shore”, idroelettici, a gas residuati dei processi di depurazione.

 

L’accesso agli incentivi avviene sostanzialmente attraverso due modalità:

  1. l’iscrizione ai registri per gli impianti superiore ad 1 KW (20 KW per i fotovoltaici) ed inferiore ad 1 MW che appartengono ai gruppi a, A2, B e C attraverso cui vengono assegnati i contingenti di potenza disponibili sulla base degli specifici criteri di priorità;
  2. la partecipazione alle procedure di asta per gli impianti di potenza superiore o uguale ad 1 MW che appartengono ai gruppi A, B e C; nell’ambito delle aste viene assegnato il contingente di potenza disponibile in relazione al ribasso offerto e ad ulteriori criteri di priorità.

 

Per l’iscrizione ai registri e/o la partecipazione alle aste sono previsti 7 bandi che rimangono aperti per un bimestre: il primo bando ha avuto svolgimento nel bimestre settembre/ottobre 2019 mentre l’ultimo bando avrà svolgimento nel bimestre settembre/ottobre 2021.

Il meccanismo di incentivazione contenuto nel D.M. del 4 luglio 2019 prevede che gli incentivi vengano assegnati in base alla produzione ed immissione nella rete sulla base di tariffe onnicomprensive ed incentivi corrisposti dal GSE per un periodo specifico per ciascuna tipologia di impianto.

 

3. Grid parity e sostenibilità in assenza di incentivi

L’accesso e l’erogazione degli incentivi, come si è detto, è stato un volano molto importante per la crescita della capacità produttiva del settore: si consideri a titolo di esempio l’impatto del conto energia sul fotovoltaico che è passato dai 483 MW di capacità installata nel 2008 ai 20.108 nel 2018, portando la produzione nello stesso arco temporale da 677 GWh a 22.654 GWh.

È ormai assodato tuttavia che il raggiungimento degli obiettivi del 2030 dovrà poggiare sempre di più sulla crescita della capacità produttiva di impianti non incentivati, la cui performance reddituale poggia esclusivamente sulla capacità di produrre energia a prezzi di mercato.

Si sente parlare ormai da diversi anni di “Grid Parity” e “Market Parity” intese come capacità dell’impianto di produrre in maniera competitiva ed affrancata dall’incentivazione pubblica. La Grid Parity è solitamente definita come il punto in cui il costo dell’energia prodotta da impianti FER è pari al costo dell’energia prodotta attraverso impianti tradizionali. In Italia, soprattutto nel settore fotovoltaico, il concetto di Grid Parity viene associato alla parità tra il costo di produzione dell’energia dell’impianto FER ed il costo di acquisto dell’energia dalla rete. Ovviamente la composizione del costo di produzione di energia FER rispetto alle fonti tradizionali è in parte diversa: nelle prime tendono a prevalere in maniera pressoché assoluta le componenti di costo fisso legate all’ammortamento degli investimenti ed alla loro manutenzione, nelle seconde vi è invece anche una componente di natura variabile legata al costo ed alla quantità di combustibile utilizzato. Ne consegue che l’andamento del prezzo del petrolio è il primo benchmark di riferimento, in grado di impattare sui costi di produzione dell’energia da fonti tradizionali e, quindi, sulla convenienza comparata della produzione da FER.

Il rapporto McKinsey del 2019 evidenziava come in molti paesi già nel 2020 si sarebbe raggiunta la condizione di competitività del fotovoltaico e dell’eolico rispetto alle fonti fossili tradizionali indipendentemente dall’incentivo. In tale ambito il rapporto da evidenza della condizione di competitività già nel 2020 per la Spagna e per la Germania. Lo stesso rapporto evidenziava il raggiungimento dello stesso risultato per molti paesi altri nel mondo prima del 2030 ed un dimezzamento nel 2035 della domanda mondiale di gas, la cui riduzione è attribuibile in massima parte alla minor domanda di paesi come Italia, Giappone, UK, Emirati Arabi[1].

Anche in Italia il raggiungimento della Grid Parity è ormai considerato un traguardo acquisito ed infatti la maggior parte delle richieste di autorizzazione che vengono avanzate alle autorità competenti riguardano progetti per impianti “incentive free”.

L’indagine conoscitiva del GSE del dicembre 2019 fornisce stime precise della evoluzione prevedibile degli oneri di incentivazione e, altresì, di come la produzione di energia non incentivata rappresenti a tendere una fetta crescente della produzione complessiva.

Figura 4. Evoluzione oneri di incentivazione relativi alle misure attualmente in essere (Euro Mld)

05_Figura 4

Fonte: GSE

 

Se si considerano gli incentivi relativi a leggi agevolative i cui effetti sono tutt’ora in essere (FER-1, Conto Energia, Certificati Verdi, CIP6, ecc.) è evidente come vi sia una costante riduzione a partire dal 2023 dell’ammontare delle erogazioni (Figura 4). In particolare, dopo il 2031 la forte riduzione è legata al venir meno degli effetti del Conto Energia.

La Figura 5 successiva mostra una stima GSE del peso dei diversi schemi di agevolazione nella produzione fino al 2030.

Figura 5. Evoluzione Elettricità FER (TWh)

05_Figura 5

Fonte: GSE

 

Seppur con l’avvicendamento di nuove misure di agevolazione è evidente il peso crescente della produzione non incentivata, stimata passare dai 23 Twh del 2020 ai 76 Twh del 2030. Un’incidenza sulla produzione complessiva di energia FER che va dal 20% ad oltre il 40%.

La necessità e l’inevitabilità di tale prospettiva pone importanti riflessioni su quelle che possano essere le migliori strategie per il finanziamento dei progetti nel comparto non agevolato, tenuto conto che il venir meno del sostegno pubblico genera due importanti effetti concomitanti: l’abbassamento del valore assoluto dei ricavi ed una loro verosimile maggiore esposizione alla ciclicità dei mercati. Tali circostanze impattano sul costo del capitale, sulla composizione e struttura delle fonti di finanziamento, sulla natura dei soggetti in grado di sviluppare le iniziative e poi portarle a compimento con il ricorso al mercato del credito.

 

4. Costo del capitale, scelte di finanziamento natura degli operatori

Gli effetti sul costo del capitale

La variabile espressiva del rischio d’impresa all’interno del costo del capitale è il Beta, il quale misura la correlazione dei risultati dell’impresa rispetto all’andamento del mercato nel suo complesso.

Il rischio degli azionisti è determinato dal rischio operativo di progetto e dal livello della leva finanziaria:

05_Formula A

Ove:

?L: misura il rischio che fa capo ai portatori di capitale azionario legato in maniera diretta al rischio operativo del progetto ed alla leva finanziaria;

?u: misura il rischio operativo di progetto;

B/S: è il livello di leva finanziaria;

Tc: è l’aliquota fiscale.

 

Il costo del capitale azionario sarà così dato da:

05_Formula B


Ove:

ke: è il tasso di rendimento richiesto dagli azionisti per l’equity immessa;

rf: è il tasso risk free;

rm – rf : è il così detto premio per il rischio di mercato[2];

?ul: Beta Levered.

 

Il Beta unlevered è strettamente legato alle caratteristiche operative del progetto e, nell’ambito di esso, si distinguono due fondamentali componenti: il rischio legato alla ciclicità dei ricavi ed il rischio della leva operativa determinato dall’impatto dei costi fissi sull’utile operativo.

 

La prima componente è legata alla reattività dei ricavi, cioè dei prezzi e delle quantità vendute, rispetto agli andamenti dell’economia: il rischio è dato dalla covarianza tra il rendimento dell’impresa a livello di margine di contribuzione (Ricavi – Costi Variabili) ed il rendimento complessivo del mercato azionario:

05_Formula C


Ove:

ROAVC = è l’utile operativo dell’impresa nell’ipotesi in cui tutta la produzione avvenisse solo con costi variabili (AVC sta per All Variable Costs);

Tc = aliquota fiscale;

Vu = valore Unlevered dell’impresa cioè il valore del suo attivo;

rm = rendimento complessivo del mercato azionario.

 

In un mercato indifferenziato quale quello dell’energia non incentivata l’impresa è price taker e l’elasticità della domanda farà sì che, in ogni momento, il prezzo praticato ed i suoi ricavi sono il diretto riflesso delle dinamiche di mercato.

Il grado di leva operativa incrementa gli effetti sull’utile operativo conseguenti a variazioni della domanda ed è direttamente legato al peso dei costi fissi:

05_Formula D


Ove:

ROCLO = è l’utile operativo dell’impresa nell’ipotesi in cui la produzione avvenga con presenza anche di costi fissi (ove CLO significa “Con Leva Operativa”).

La sostituzione dei costi fissi ai costi variabili determina, coeteris paribus, un incremento del margine di contribuzione unitario, quindi della sensibilità del reddito operativo al variare della domanda. Nel caso specifico delle FER, la massima parte dei costi operativi è costituita proprio da costi fissi, cioè i costi relativi all’operation & maintenance, agli ammortamenti, ai diritti di superficie, alle assicurazioni, ecc.[3]. La presenza preponderante dei costi fissi fa sì che il margine di contribuzione sia un’ampia quota del fatturato, determinando quindi una catena di trasmissione abbastanza diretta della ciclicità dei ricavi, quindi dell’andamento dei prezzi, rispetto alla produzione dei cash flow operativi del progetto.

Con una semplice scomposizione del Beta Unlevered vediamo meglio quanto detto[4]:

05_Formula E


Ove:

% MDC rappresenta il peso del margine di contribuzione unitario rispetto al prezzo medio di vendita praticato dall’impresa, ovvero il rapporto tra il margine di contribuzione totale e la produzione (in un progetto FER tale incidenza molto verosimilmente sarà vicina al 100%).

 

05_Formula F

è invece l’Indice di Covarianza della Rotazione dei Ricavi (ICRR) ed è espressivo del livello di ciclicità dei ricavi di progetto.

 

Nelle FER che beneficiano di incentivi, sebbene in presenza di una elevata leva operativa, i rischi relativi alla ciclicità dei ricavi vengono attenuati. Nelle FER non incentivate invece le due tipologie di rischio si sommano: ad un livello elevato di incidenza del MDC sul fatturato si abbina un andamento dei ricavi tendenzialmente legato ai cicli dell’economia.

 

Gli effetti sulla struttura finanziaria e la natura degli operatori

Tenuto conto della sensibilità dei ricavi rispetto ai cicli dell’economia, nonché di una loro riduzione in termini assoluti, la strutturazione non recourse delle linee di finanziamento nei progetti non incentivati dovrà giocoforza ancorarsi ad alcuni parametri di prudenza dati da:

  1. un sufficiente margine di sicurezza tra il livello dei cash flow operativi e gli impegni relativi all’ammortamento delle linee senior, quindi necessità di Debt service Coverage Ratio, Loan Life Coverage Ratio e Project Life Coverage Ratio maggiormente elevati;
  1. una duration del finanziamento più bassa che prevenga i rischi derivanti dalle incertezze di prezzo a più lungo termine: si tenga presente che i contratti di acquisto a prezzo fisso dell’energia sul mercato (i così detti Power Purchase Agreement – PPA) ad oggi hanno scadenze che difficilmente superano i 5 anni;
  2. una leva finanziaria più prudente e, quindi, un impegno di equity maggiormente importante da parte dello sponsor.

 

In un quadro d’insieme così articolato la figura dello sponsor assume ruolo più che mai centrale e la sua valenza non potrà essere solo di tipo tecnico ma dovrà abbracciare anche gli aspetti finanziari, dovendo egli con i propri capitali opportunamente contribuire al finanziamento del progetto. Questo in qualche modo rende più difficilmente applicabile il modello dei contratti di sviluppo tout court, basato sulla staffetta tra soggetti sviluppatori non dotati capacità finanziaria significativa e soggetti finanziari/industriali che, a valle del completamento delle autorizzazioni, procedono all’acquisto delle stesse.

Nei progetti non agevolati la maggiore richiesta di capitali di rischio alza l’asticella e tende a mettere fuori gioco i soggetti con capacità finanziarie non idonee. Questo avviene però ancor prima dell’approdo del progetto sulla scrivania del finanziatore in quanto le leggi stesse che regolamentano i percorsi autorizzativi affrontano il tema della capacità finanziaria del soggetto proponente. La Regione Sicilia ai sensi del D.P. Reg. Sic. n. 48/2012 e la regione Puglia ai sensi della Legge Regionale 16 luglio 2018, n. 38 “Modifiche e integrazioni alla legge regionale 24 settembre 2012, n. 25” prevedono, in fase di richiesta delle autorizzazioni, la presentazione di dichiarazioni che attestino la disponibilità da parte degli sponsor di risorse finanziarie “proporzionate all’investimento indicato nel piano economico finanziario”.

 

5. Conclusioni

L’articolo cerca di dare evidenza delle prospettive e di alcuni fattori di criticità relativi ai progetti FER non assistiti da incentivo. Le possibili oscillazioni dei prezzi dell’energia, abbinate all’assenza di contratti convenienti di hedging che vadano oltre i 4/5 anni, sono il principale rischio da gestire nell’ambito dei contratti di finanziamento.

La strutturazione delle operazioni in project finance deve così ancorarsi a criteri di maggiore prudenza in termini di durata e livello di leva finanziaria, con conseguente necessità di un maggior impegno finanziario per gli sponsor. In via prodromica l’adeguata capacità di questi ultimi dovrà essere documentata già in fase autorizzativa.

Le insidie implicite nell’andamento dei prezzi si sono palesate in maniera particolarmente evidente nel corso dei primi mesi del 2020, durante i quali si è assistito a causa del Covid ad una decisa impennata di essi verso il basso. Nei momenti peggiori da marzo a giugno 2020 il PUN (Prezzo Unico Nazionale) per Mwh ha oscillato tra i 20 ed i 30 euro, mentre negli anni precedenti si erano rilevati valori quasi sempre ben al di sopra dei 50 euro. Tra agosto e settembre 2020 i prezzi si sono poi riposizionati su valori compresi tra i 40 ed i 50 euro. Tale andamento fa ben sperare nel possibile ritorno verso una situazione di normalità. In tale prospettiva, tenuto conto delle necessarie cautele, il settore delle energie rinnovabili continuerà la sua crescita con l’Italia che è e sarà uno dei paesi maggiormente all’avanguardia nel mondo. A quest’ultimo riguardo si tengano anche in considerazione le previsioni relative alla destinazione del Recovery Fund che sarà destinato per poco meno del 40% proprio allo sviluppo del European Green Deal.