Enerparc segnala un potenziale aumento del 10-20% dei prezzi dei moduli fotovoltaici europei

pv magazine: Enerparc è un appaltatore con focus su approvvigionamento e costruzione, ma anche un produttore indipendente di energia. I politici e i potenziali produttori stanno attualmente intensificando gli sforzi per ripristinare la produzione fotovoltaica europea, coprendo l’intero processo produttivo dal silicio a wafer, lingotti, celle e moduli. Questo interessa i potenziali acquirenti di moduli?

Stefan Müller: Assolutamente sì. Anche noi accogliamo con favore l’argomento. Questo è noto anche nel settore residenziale. Ci sono molti argomenti e anche campagne di marketing per l’acquisto di prodotti locali. In questo caso funziona molto bene, perché l’acquisto è anche una decisione emotiva. Oggi vediamo sempre più spesso che i classici PPA aziendali vengono stipulati con grandi aziende, per le quali l’energia è solo una parte dell’insieme. Per loro è più importante avere una buona storia. E una buona storia significa non solo ridurre la propria impronta di CO2, ma anche quando i prodotti provengono dall’Europa e dalla Germania.

È cambiato qualcosa negli ultimi anni?

Sì, ma per i fornitori di energia le cose sono un po’ diverse. Forse pagherebbero un centesimo in più per modulo, il che renderebbe il chilowattora di elettricità più caro di 0,3 centesimi. Ma questo non è l’unico parametro di riferimento. Credo che ci sia una disponibilità a pagare prezzi più alti. Soprattutto per gli acquirenti aziendali con un brand forte, i cui prodotti hanno solo parzialmente a che fare con l’energia.

Per prima cosa dobbiamo guardare al mercato. Da un lato ci sono i contratti di acquisto di energia, dall’altro le gare d’appalto. Quest’ultima riguarda ovviamente il prezzo più conveniente. Le gare d’appalto sono ancora importanti per voi?

Certo che le facciamo ancora. Sono una buona base per ottenere un buon finanziamento di base per impianti di medie dimensioni. Continuiamo a essere attivi sul mercato, dove commercializziamo la nostra elettricità direttamente in borsa. Ma ora siamo altrettanto forti; i veri attori aziendali non solo vogliono contratti di acquisto di energia, ma vogliono anche realizzare gli sviluppi insieme a noi. Un esempio calzante è la nostra collaborazione con Ikea in Australia. Diverse aziende vogliono fare un’operazione unica, lo sviluppo, l’assistenza durante la costruzione, la selezione dei prodotti e la garanzia di qualità, per poi affidare a noi la gestione.

Le aziende poi detengono gli impianti?

Dipende. Per esempio, Ikea possiede degli stabilimenti. Ma noi trattiamo gli impianti come se fossero nostri e li curiamo come tali. D’altra parte, abbiamo anche i classici consumatori di energia o le società quotate in borsa. Si tratta di aziende che sono, per così dire, intrappolate nel loro modello di gara. Si tratta, ad esempio, di grandi gruppi automobilistici che devono sempre fare la classica gara d’appalto se vogliono possedere degli asset. Questo è difficile da attuare nel mondo dinamico delle energie rinnovabili. Se poi sviluppiamo progetti insieme, siamo proprietari dell’impianto, ma stipuliamo un contratto di acquisto di energia in anticipo. A volte con un cavo sopra la recinzione, a volte come PPA virtuale in cui si vendono le quantità prodotte.

Perché diventa troppo complicato quando le aziende pubblicizzano i progetti?

È a causa dei loro processi. Ci sono specifiche molto chiare come RFI, RFQ, cioè richieste di informazioni e offerte, e alla fine devono avvenire le trattative. Se si dice “periodo vincolante di nove mesi”, per noi del settore non è più fattibile. Il rischio non può essere rappresentato in questo modo.

Perché i prezzi del solare cambiano rapidamente?

Sì. E naturalmente, in quanto società pubblica, un’azienda automobilistica è tenuta ad accettare sempre il prezzo più basso. Sappiamo che il prezzo più basso non è sempre la migliore qualità. Inoltre, lo sviluppo di un progetto tende a richiedere più tempo, e una garanzia di prezzo per nove o dodici mesi è un rischio che costa denaro aggiuntivo.

Ciò significa che ci sono acquirenti che guardano con molta attenzione ai costi. Diventa quindi difficile utilizzare i moduli europei quando costano dal 5% al 20% in più?

Esattamente. Ma se, ad esempio, si entra nel commercio di energia con le grandi aziende, cioè se si progetta un impianto, lo si mantiene e si firma un contratto PPA, la dinamica è diversa. I trader o gli acquirenti di energia delle aziende sanno che il mercato è molto dinamico. Sono quindi aperti a stipulare un PPA breve o un PPA di 10 – 15 anni. Le trattative sono interessanti.

Ma probabilmente manca anche la componente emotiva per pagare di più l’elettricità prodotta da moduli europei.

D’altra parte, queste aziende hanno un’altra componente. La posizione, ad esempio, gioca un ruolo importante per loro. Di recente abbiamo costruito un impianto solare con Volkswagen a Zwickau presso il loro stabilimento e ora ne stiamo costruendo un secondo. Il loro principio è molto chiaro: per favore, vicino alla fabbrica, perché vogliono che i campi solari siano visibili a tutti coloro che ritirano il loro veicolo elettrico lì. Quindi c’è anche una componente emotiva.

Questi operatori spenderebbero di più per i moduli europei?

Mettiamola così: I colloqui ci sono e l’interesse c’è.

Significa che c’è interesse?

Assolutamente sì. E questo va al di là di questo centesimo per watt, che è quello che viene scambiato ora nel nostro settore.

Qual è il prezzo aggiuntivo che si può immaginare?

La mia sensazione mi dice che può essere fino al 10% o 20% in più.

È un bene per i produttori europei. Ma non si costruisce un’industria se si fissa un obiettivo del 10-20% di costi aggiuntivi fin dall’inizio.

È vero. Non dovrebbe nemmeno essere questo l’obiettivo. Penso che l’obiettivo debba essere quello di ottenere un’altissima qualità con una bassa impronta di CO2, un alto valore aggiunto, una “garanzia di disponibilità continua” e una lunga garanzia del prodotto in generale. La Germania è certamente avanti. Ed è qui che i clienti stanno già guardando, e non solo nel settore residenziale.

Quali altre tendenze vede attualmente nel mercato?

Abbiamo appena collegato la nostra grande centrale fotovoltaica con stoccaggio. Si sta verificando un’incredibile quantità di sviluppi. Ora vengono offerti anche sistemi di accumulo separati che non sono previsti in combinazione con l’eolico e il solare. Perché no? I permessi di costruzione sono più facili e la connessione alla rete è più semplice. Credo che si stia sviluppando un mercato interessante. La domanda principale è: chi è il motore, quali gli investitori o gli operatori di rete?

In passato si trattava di un problema normativo, perché l’operatore di rete non era autorizzato a servire tutti i modelli di business.

Potrebbe scriverlo, oppure potrebbe anche rilasciare punti di rete se agisse in modo trasparente. Non sempre lo fa.

Lo stoccaggio autonomo esisteva già in relazione alla riserva di controllo primaria.

Ed era sempre sottoposto a una pressione incredibile. C’era un’enorme cannibalizzazione. Ma quando vedo le giovani startup che sono attive in tutti i modelli di business, può essere eccitante. Trovo molto stimolante anche il tema della flessibilità dei consumatori di energia. C’è un numero incredibile di nuove start-up che si muovono in questo settore. Sia che si tratti di vehicle-to-grid, sia che si tratti di pacchetti di contratti di acquisto di energia. Quest’ultimo è importante perché anche le aziende più piccole vogliono decarbonizzarsi e hanno bisogno di elettricità a basso costo e non possono concludere un PPA da sole.

L’industria ha bisogno di elettricità a basso costo. Un tempo era possibile generare energia solare a 4 centesimi per chilowattora. Con gli alti tassi di interesse, questi tempi sono finiti per ora, giusto?

Non voglio dire che sia completamente finita. Ma ci rendiamo conto che abbiamo vissuto davvero un periodo molto bello, con tassi di interesse così bassi da non poterli nemmeno immaginare. Gli alti tassi di interesse aumentano i costi. Il costo del capitale è fondamentale.

Quali sono i costi di produzione dell’elettricità in questo momento?

Dipende anche dalle dimensioni. Le ultime gare d’appalto del Renewable Energy Act si aggiravano in media intorno ai 7 centesimi. Questo riflette la situazione.

Quando potranno scendere di nuovo i costi?

Quando i tassi di interesse scenderanno o quando ci saranno altri modelli di business. Ritengo che se si fa un modello per 30 o 35 anni, come fanno anche i classici acquirenti aziendali, allora i valori possono cambiare di nuovo.

A sua volta dipende dal rischio che si vuole correre e dalla possibilità di costruire il proprio finanziamento su questo.

Esattamente. Non si ottiene un finanziamento per 30 anni con interessi garantiti. Al massimo per 10, forse 15 anni. Questa è la difficoltà. Ma credo che si svilupperanno anche altri modelli di business. Stiamo parlando anche con operatori molto grandi che fondamentalmente fanno tutto con il proprio capitale. Anche loro hanno un approccio diverso. Qualche tempo fa abbiamo anche venduto le nostre attività in America con la famiglia Lego. Per il momento hanno riscattato completamente tutti i prestiti. Fanno tutto con il capitale proprio.

Hanno ancora del denaro e non sanno cosa farsene?

Esattamente. Il denaro è sul mercato. Vogliono anche generare un rendimento, questo è chiaro. Ma possono modellarlo in modo un po’ diverso.

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