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Felice Nicola Covelli, asset manager degli investimenti nel settore fotovoltaico di ABN Amro in Italia 

“Nel secondo semestre dell’anno, assisteremo a numerosi deal con cessioni di portfolio di impianti fotovoltaici esistenti e di pipeline di progetti rinnovabili già autorizzati, cantierabili e in alcuni casi già cantierati”. Felice Nicola Covelli, asset manager degli investimenti nel settore fotovoltaico di ABN Amro in Italia, guarda le dinamiche del mercato e avverte: “E’ solo l’inizio, il settore delle rinnovabili è in grande fermento e lo sarà anche per i prossimi anni”.

Covelli ha da poco chiuso la più importante operazione finanziaria sul mercato fotovoltaico secondario con Abn Amro Sustainable Impact Fund, il fondo green della banca olandese. Un’operazione da 128 milioni di euro, maturata nel 2021 ma perfezionata lo scorso 31 maggio con la cessione a Erg SpA di 18 impianti fotovoltaici in esercizio in Puglia, Molise, Sardegna e Lazio per un totale di circa 34MWp di potenza installata, equivalenti a circa 25.000 tonnellate di CO2 risparmiati ogni anno.

“Abm Amro ha iniziato ad acquisire e gestire assets fotovoltaici in Italia già nel 2009, è stato un investimento con un orizzonte piuttosto lungo rispetto alle normali tempistiche dei fondi che sono in media di 6-7 anni”, ammette Covelli. “La cessione è avvenuta nel momento giusto per valorizzare il portfolio realizzando la remunerazione massima – aggiunge – In più, siamo felici che l’acquirente sia stato Erg, uno dei principali player europei nel settore delle energie rinnovabili, con competenze e risorse per continuare a fare un ottimo lavoro su questo portfolio di 34MWp fotovoltaici, che comunque già vantava un track record di eccellenza in termini di performance sia tecnica che economica”.

Covelli vede opportunità di margini sia per chi vende che per chi acquista. “Chi vende, vuole remunerare subito perché l’aumento del costo del denaro ha costretto molti operatori a rivedere i propri modelli di business visto che ora finanziare o rifinanziare interventi di revamping sugli impianti fotovoltaici o eolici esistenti è più oneroso”. Per chi acquista? “In questo caso, il fattore chiave è il prezzo atteso dell’energia: fino al 2020 il Pun è stato mediamente pari a circa 57 euro/MWh in Italia. Ma dalla metà del 2021 è iniziato a crescere: il Pun ha prima superato la soglia dei 100 euro/MWh fino a raggiungere punte di 250 euro/MWh. Oggi, continua ad essere poco sotto i 250 euro/MWh mentre le previsioni per il triennio 2023-2025 collocano il Pun mediamente ben oltre i 100 euro/MWh, con il 2023 previsto a circa 200 euro/MWh. Al netto degli interventi governativi per calmierare i rincari, è difficile che nei prossimi anni si possa tornare alla media degli ultimi dieci. Quindi, tutto questo valore aggiunto resta anche nel portafoglio di chi compra gli assets”, risponde Covelli.

 

Felice Nicola Covelli, asset manager degli investimenti nel settore fotovoltaico di ABN Amro in Italia
Felice Nicola Covelli, asset manager degli investimenti nel settore fotovoltaico di ABN Amro in Italia 

Al momento, gli investitori stanno mostrando più interesse verso gli impianti di nuova realizzazione o verso quelli già in esercizio? “Per tutte e due le tipologie di asset. Tuttavia, gli impianti fotovoltaici già operativi beneficiano del Decreto Semplificazioni che consente di convertire gli impianti fissi a terra in impianti con tracker monoassiale potendo quindi beneficiare di almeno un 25% di maggior produzione annua, mantenendo la componente della tariffa incentivante assegnata dal Gse anche su questa produzione extra. La procedura semplificata, che opera all’interno di alcuni limiti stabiliti dalla legge, ha dato il via, a partire dal 2021, alla corsa ai cosiddetti revamping degli impianti esistenti e in molti casi è possibile anche aumentare la capacità installata con il cosiddetto repowering. Su tale componente aggiuntiva non si beneficia della tariffa incentivante bensì della cessione in rete dell’energia che, agli attuali prezzi di mercato, risulta molto conveniente”, risponde Covelli.

Poi, entrano in campo altri fattori, in primis i costi ed il timing delle attività di revamping: “Se fino ad un anno fa il capex per gli interventi con tracker monoassiale era di circa 500.000 euro per megawatt oggi si attesta intorno ai 700.000 euro per megawatt a causa dell’aumento dei prezzi dei pannelli, della componentistica e dei materiali, dall’acciaio al rame. Inoltre, anche i tempi di approvvigionamento si sono allungati. Per le attività di revamping e repowering occorre programmare con almeno 12 mesi di anticipo sperando di intercettare la finestra di mercato più interessante. Un altro fattore che oggi va in direzione contraria è il costo del denaro. Il capex viene in genere finanziato a leva e oggi tali operazioni sono più costose rispetto ad un anno fa. Complessivamente però, come ho ricordato prima, i benefici sono nettamente superiori rispetto ai maggiori costi”, puntualizza il manager.

Per il fondo di Abn Amro, forte di una dotazione di 425 milioni di euro, le opportunità migliori in questo momento sono da cercare nell’ecosistema di “aziende o startup che possono accelerare la transizione dell’energia verso le fonti rinnovabili, economia circolare e settori ad alto impatto sociale”. “Le opportunità d’investimento sono numerose – dice Covelli – ma le attività di selezione ed analisi sono molto dettagliate e solo poche aziende corrispondono pienamente ai criteri di investimento del fondo”.

Più nel dettaglio? “Ad esempio, parlo di investimenti in tecnologie che migliorino l’efficienza delle pale eoliche, oppure il controllo e le verifiche dei processi produttivi dei pannelli fotovoltaici. Penso anche ad investimenti in ambiti più social, ad esempio in Africa per migliorare i processi produttivi agricoli. Sono tutte aree d’investimento che rientrano nel mandato del fondo. Opportunità che guardano ai mercati europei – soprattutto Italia, Spagna, Olanda – e ai paesi emergenti”.

L’idrogeno verde? “È un settore con enormi margini di crescita, lo abbiamo valutato ma parliamo di un orizzonte lungo di 5-7 anni, in più oggi l’elettrolisi non è conveniente agli attuali prezzi dell’energia. Tuttavia, c’è una spinta molto forte a livello Ue sul tema come certificano le risorse allocate nel Recovery Fund per avviare progetti dedicati all’idrogeno verde che però non saranno pronti nel breve termine. Dico solo che, in ambito fotovoltaico, il nostro portfolio è stato così appetibile perché molti impianti sono vicini alla pipeline di Snam che al momento riguarda il gas tradizionale ma che in prospettiva può essere abbastanza facilmente convertita in idrogeno verde”.

Anche il mercato dello storage presenta grandi prospettive di crescita. A che punto siamo? “In questo caso, parliamo di un ambito con un orizzonte più breve perché tutti gli impianti fotovoltaici, inclusi quelli che abbiamo venduto, sono potenzialmente soggetti a interventi di revamping e repowering. Qui il tema è capire la convenienza economica dell’investimento perché oggi si lavora a picco di mercato, con prezzi molto alti. Però, in un mercato stabile, con i prezzi dell’energia più razionali, il tema della cessione di energia in ore extra picco può essere redditizio per gli impianti rinnovabili anche dal punto di vista economico. Però, oggi ci troviamo in una situazione di mercato talmente complessa che gli investimenti nello storage vengono messi in discussione”, conclude Covelli.