Cinque anni fa “ci credevano pazzi” a voler concludere accordi decennali di fornitura di energia rinnovabile, spiega Miguel Marroquin, partner e managing director di One – Our New Energy. Oggi la società spagnola che opera nella strutturazione e negoziazione di Ppa in market parity ha all'attivo circa 3 GW di contratti long term nel solo mercato iberico e guarda senza eccessiva preoccupazione al rally dei prezzi all'ingrosso, che si sta ripercuotendo anche sui prezzi di lungo termine per nuovi investimenti in eolico e solare.
Nell'ultima asta spagnola il prezzo medio di aggiudicazione è cresciuto rispetto alla precedente di un 20% a oltre 30 €/MWh. La ragione è la corsa dei prezzi del gas o c'è dell'altro?
Ci sono due fattori: il primo è il fatto che i mercati future sono molto più alti dello scorso gennaio. Poi c'è l'aumento del costo della componentistica, delle commodity (si pensi a ferro e alluminio) e dei costi del trasporto.
Lato gas, le ragioni del rally sono innanzitutto legate al ciclo economico, le commodity così come i mercati dei capitali hanno andamenti ciclici: col risveglio delle economie dal Covid la domanda è aumentata e ciò non dovrebbe sorprenderci. A questo vanno aggiunte le dinamiche del mercato del gas, con particolare riferimento al GNL che ha reso questo mercato globale mettendo quindi la domanda europea in competizione con quella di tutto il mondo. Infine nei valori astronomici del prezzo dell'energia spot di queste ultime settimane ritroviamo anche una forte componente speculativa. Nelle fasi fortemente rialziste gli operatori di mercato in vendita sono portati ad alzare di giorno in giorno l'asticella del prezzo.
Crede che i prezzi delle aste e dei Ppa in Spagna saliranno ancora?
Prima di questo rally post-pandemico il sentire comune vedeva un mercato “bearish”, si riteneva che i prezzi avrebbero continuato a scendere anche per via della tanta capacità rinnovabile in arrivo. Ora viviamo nell'estremo opposto. A mio parere non succederà né l'una né l'altra cosa, il mercato è sempre frutto di incrocio di domanda e di offerta e gli estremi non sono sostenibili per nessuno nel lungo periodo. Per questa ragione è verosimile pensare che nel medio periodo i prezzi torneranno a stabilizzarsi, ma difficilmente sotto i 40-50 €/MWh in termini reali, un prezzo a cui la gran parte delle tecnologie sono comunque competitive e gli investimenti per la transizione energetica profittevoli.
Prezzi troppo elevati non possono finire per danneggiare il mercato?
Dipende, ovviamente limitandosi a guardare il lato delll'offerta più alto è il prezzo meglio è. Non bisogna però dimenticarsi che per i produttori è altrettanto importante il “fattore certezza”. In un business capital intensive come quello delle energie rinnovabili in cui l'investitore valuta la remunerazione su un'orizzonte trentennale l'incertezza è un fattore decisamente negativo. E in tal senso non parliamo solamente dei fattori di alta volatilità dei mercati, ma anche di decisioni normative quali l'ultimo Real Decreto-ley dello scorso settembre o i cambiamenti nel market design. Ad esempio era evidente ormai da tempo che se l'obiettivo è quello di portare le rinnovabili al 60% del mix, un mercato spot a marginal price non è sostenibile e bisogna invece trovare soluzioni diverse. Avendo però rinviato la discussione della problematica, ora ci sbattiamo contro e queste soluzioni temporanee dell'ultimo minuto – come quella del Real Decreto-ley 17/2021 - creano ulteriore incertezza.
D'accordo, ma per la domanda una situazione di mercato troppo alto può disincentivare acquisti di lungo termine. C'è una soglia critica?
Quel limite esiste e dal punto di vista di un consumatore industriale i prezzi dovrebbero mantenersi tra i 50 e i 60 euro (sempre espressi in termini reali), una forchetta accettabile e che consenta di mantenere la competitività dell'industria spagnola ed europea. Prezzi stabilmente sopra i 60 euro potrebbero creare problemi, perché così si soddisfano solo due requisiti del trilemma energetico, sostenibilità e sicurezza, ma non quello della competitività. In una situazione di puro mercato, se vedremo prezzi stabilmente sopra 60 euro nel medio periodo significa che c'è qualcosa che non va.
La Spagna chiede di superare il prezzo marginale, ma molti Paesi UE si oppongono. Una crescita naturale dei Ppa nel mix di offerta non risolverebbe da sé il problema, senza infilarsi in quel ginepraio?
La crescita dei Ppa può risolvere buona parte del problema. Il punto però è chi ne beneficia: se le utility vendono energia verde con contratti Ppa di lungo periodo a 40 euro per MWh alle industrie, il vantaggio di costo va solo a quel tipo di consumatore ma il cittadino comune non lo percepisce. Per questo serve qualcos'altro.
Secondo voi servono sostegni di tipo regolatorio per facilitare la stipula dei Ppa?
In passato c'è chi ha sostenuto che servono norme per facilitare la stipula dei Ppa da parte dei consumatori finali ma il vero collo di bottiglia non è la regolazione, bensì l'educazione del mercato al concetto che l'acquisto di energia è anche un business di lungo termine. E una parte del mercato questa cosa l'ha capita velocemente, visti i tassi di crescita dei volumi contrattualizzati sul lungo periodo, in Spagna come altrove in Europa, senza nessun tipo di sostegno esterno.
Tornando all'asta di ottobre, l'offerta si è ridotta molto rispetto a gennaio. Perché?
Possono esserci diverse ragioni, mi soffermerei su due. Primo, forse chi ha partecipato alla prima asta non è rimasto soddisfatto dei livelli di prezzo. Un'altra spiegazione, che purtroppo conosce bene anche il mercato italiano, è il ritardo nel permitting degli impianti. Chi ha vinto nella prima asta del gennaio scorso e deve iniziare a immettere energia nel 2023 sta oggi incontrando ritardi e difficoltà inaspettati.
Alcuni big che erano stati protagonisti nell'altra asta, non si sono neppure presentati. Polemica verso il governo per il decreto di settembre, come ha scritto El Pais?
Qui non è in gioco l'orgoglio, ma i soldi. Gli operatori hanno bisogno di questi meccanismi e se mai volessero “vendicarsi” del decreto troverebbero certamente altri modi. Alcuni si erano sicuramente aggiudicati sufficienti volumi nella prima asta e in questa hanno preferito fermarsi e monitorare la situazione in vista del prossimo round. Come dicevamo, a gennaio scorso il prezzo medio è stato di 23 euro, ora di oltre 30, e personalmente penso che la prossima potrà essere ancora più alto e a quel punto vedremo il ritorno di diversi operatori. Del resto, anche analizzando i risultati, si capisce come queste aste siano disegnate appositamente per una specifica categoria di operatori: quelli con una pipeline di progetti così grande da non avere altri modi di valorizzarla. Soggetti insomma che non possono andare oggi sul mercato dei Ppa con pipeline di alcuni GW di progetti ciascuno, trovarne un offtaker sarebbe pressoché impossibile.
One – Our New Energy
One è stata fondata nel 2016 dall'iniziativa di quattro giovani professionisti del trading di energia provenienti da diversi paesi europei. Ha nell'Italia e nella Spagna i propri mercati di riferimento in Sud Europa, dove ha circa il 40% delle quote di mercato sui Ppa long term. Marroquin, partner fondatore di One, ha una laurea in Ingegneria Energetica e una in Finanza Internazionale. In 15 anni di lavoro nel campo dei mercati dell'energia ha ricoperto posizioni nel top management di diverse società tra cui Enovos e Danske Commodities.