Il 30 settembre 2024 ha segnato un punto di svolta per il mercato italiano dei sistemi di accumulo energetico (Battery Energy Storage Systems, BESS). L’esito della prima asta del Mercato della Capacità Secondaria (MACSE) ha ridefinito gli equilibri tra investitori, operatori industriali e istituti finanziari, inaugurando una nuova stagione per la finanza strutturata nel settore della transizione energetica. È da almeno due anni che il settore delle BESS è diventato centrale nell’àmbito della transizione energetica italiana. A mano a mano che la regolamentazione del comparto progrediva e si avvicinava la data della prima asta, l’interesse degli investitori e del mondo finanziario cresceva.
Questo grazie soprattutto ad un’impalcatura regolamentare che, unitamente alle aspettative di tariffa utile ad aggiudicarsi capacità, rendeva l’investimento nelle BESS attrattivo sia in termini di rischio/rendimento dell’investitore, sia in termini di profilo di credito per il mercato finanziario, chiamato a supportare i processi di investimento.
L’esito della prima asta del MACSE è stato tuttavia dirompente. A fronte di più di 40 GWh per oltre 100 progetti che si sono registrati al MACSE sono stati aggiudicati 10 GWh per 15 progetti, ad una tariffa media di ca. Euro 13.000 €/MWh-anno, ben al di sotto delle aspettative di quasi la totalità degli investitori.
La parte del leone l’ha fatta l’ENEL, con ca. il 67% della capacità aggiudicata, lasciando poco spazio agli altri investitori, molti stranieri, che hanno potuto aggiudicarsi singolarmente capacità limitate, anche rispetto alle loro pipelines.
Tanti altri investitori, anche blasonati e con pipelines importanti e con costi di sviluppo e di acquisizione di progetti non indifferenti, si domandano ora cosa fare, anche in considerazione del livello di tariffa di fatto definito dalla prima asta che ci si può attendere nel prossimo futuro e che ha compresso i rendimenti attesi.
Dal punto di vista finanziario, esiste indubbiamente un prima ed un dopo l’asta del 30 settembre. Precedentemente la situazione del mercato era alquanto favorevole: molta liquidità disponibile, operazioni di project financing a lungo termine (fino a 15 anni di rimborso post construction), una leva molto spinta (debt to equity fino ad 85:15) e covenants finanziari aggressivi (DSCR pari a 1,20x sulla parte contracted dei ricavi).
Questo grazie ad un profilo di ricavi regolato, con merito di credito elevato e con complessità gestionali dell’asset gestibili (si pensi al tema dell’augmentation di fronte ad un profilo di utilizzo della batteria definito).
Oggi la situazione appare molto differente. A questo livello di tariffe (reso possibile anche grazie ad un’importante e veloce discesa dei prezzi delle batterie) il mercato è divenuto estremamente selettivo. Solo chi è in grado di operare industrialmente, con un costo del capitale contenuto, ottimizzando il procurement (non solo in termini di costi ma anche di definizione della struttura dell’EPC, abbandonando il classico schema di EPC unico “turn key” segmentando invece i vari aspetti del processo di costruzione del progetto) e dotandosi di capacità e sistemi avanzati di energy management può aspirare a livelli di IRR (tasso interno di rendimento) ancora sostenibili.
Oggi si è costretti a ragionare sempre di più su schemi di gestione ibrida, incorporando nella struttura dei ricavi anche quote di attività merchant e/o con strutture di Tolling.
Le banche e le istituzioni finanziarie sono chiamate ad adeguarsi a questa nuova realtà, accettando un profilo di rischio dell’operazione leggermente aumentato dovuto ad una limitata componente merchant di ricavi (tipicamente tra il 10 ed il 20%) unitamente a strutture di tolling.
Il tolling agreement è uno strumento noto nel mondo dell’energia e del relativo mercato finanziario, si è visto spesso nel passato su impianti di produzione di energia a ciclo combinato. Ovviamente il merito di credito del toller e la durata del contratto sono aspetti discriminanti per la bancabilità del progetto. Una durata relativamente breve del contratto (ad es. 7 anni), se da un punto di vista creditizio risulta più facilmente accettabile, pone però il problema della capacità di rifinanziare alla sua scadenza il debito ancora in essere a quel momento. Occorre infatti fare delle assunzioni sugli scenari di mercato post tolling, sia energetico che finanziario – esercizio ovviamente non facile – che a loro volta definiranno la capacità di debito del progetto negli anni a venire. Quest’ultima deve ovviamente essere capiente rispetto al debito esistente da rifinanziare.
Di fronte a situazioni più complesse le interlocuzioni con il mercato finanziario devono essere più approfondite e molto ben preparate. La definizione del progetto, la strategia di mercato e le politiche e capacità di energy management devono essere molto ben rappresentate. Sempre più importante diviene una eccellente capacità di financial modelling; il modello finanziario dovrà infatti gestire un numero importante di variabili e di scenari, dato che verrà richiesto di dimostrare attraverso sensitivities molto conservative che il progetto sarà in grado di rimborsare il debito anche in scenari avversi. Questo soprattutto per gli scenari merchant, dove peraltro alcune banche seguono ancora un approccio semplicistico di volersi assicurare che il progetto mantenga almeno un DSCR (Debt Service Coverage Ratio) pari a 1x in assenza totale di ricavi merchant.
In conclusione, riteniamo che il post MACSE prima asta, presenti un mercato ancora interessante con molti progetti aggiudicati ed in attesa di destinazione sia verso la 2° asta del MACSE sia verso strutture alternative alla ricerca di rendimenti sostenibili. Il mercato finanziario è aperto ad affrontare nuovi scenari, ovviamente a fronte di progetti ben strutturati e con profili di rischio e mitigants accettabili secondo i giusti principi di una sana prudenza. Il processo di selezione delle banche e le regole di ingaggio con loro devono essere ben pianificati per assicurarsi di lavorare con le controparti giuste nel rispetto delle tempistiche previste.
