Gli investimenti nel settore geotermoelettrico: project risk, opzioni finanziarie e outlook al 2020

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geothermal plant
di Felice Lucia

Nonostante la tecnologia geotermica abbia raggiunto un elevato grado di maturità e il basso livello del levelized cost di generazione crei le premesse per un ragionevole margine di profitto, i progetti in questo settore non sono facili da finanziare. Gli alti rischi nelle fasi preliminari (quali rischio geologico o rischio di risorsa), la necessità di consistenti investimenti iniziali per le attività di esplorazione e le trivellazioni di prova nonché il lungo ciclo di sviluppo del progetto (con i primi ricavi “visibili” solo a partire dal 6° anno e oltre) rendono meno attraente per i privati questo tipo di investimento rispetto ad altre categorie di impianti da fonte rinnovabile. Soprattutto il rischio di esplorazione geologica rappresenta per gli investitori il momento più critico dal punto di vista finanziario, in quanto è una fase di totale esposizione durante la quale prevale l’investimento a rischio. In questo settore circa il 50% del costo di investimento è legato alla ricerca ed alla perforazione dei pozzi di produzione/reiniezione.

In generale, un progetto geotermico da 50 MW (taglia minima dimensionale per il raggiungimento di economie di scala) presenta un costo stimato all’interno di un range che varia dai 2,8 ai 5,5 mln di $US per MW installato, con una vita utile di 30 anni.

L’elevato rischio associato ai progetti geotermici richiede necessariamente da parte degli eventuali soggetti finanziatori un premio per il rischio molto elevato sul costo del capitale nonché ampie coperture assicurative, in particolare nelle prime fasi dell’investimento. Tuttavia, le condizioni di finanziamento sono molto diverse nei vari stadi di sviluppo del progetto, ognuno dei quali richiede un differente “menu” di opzioni finanziarie. In linea generale il ricorso esclusivo al finanziamento bancario per la realizzazione di iniziative nel settore non si dimostra una scelta valida e/o fattibile. Sebbene il debt financing copra la maggior parte del fabbisogno di capitale (mediamente il 60%-70% del costo totale del progetto), i “lenders” di solito richiedono una notevole quantità di equity nell’investimento. Di fatto l’equity rappresenta l’unica fonte di capitale nelle fasi iniziali di un progetto geotermico, a parte la possibilità di qualche sostegno statale. Sebbene in questo comparto le sovvenzioni pubbliche dirette siano raramente utilizzate, alcune forme di supporto finanziario sono spesso concesse dai governi nella maggior parte delle economie sviluppate, quali garanzie sui prestiti e crediti d’imposta sugli investimenti. Particolarmente significativo risulta il ruolo delle development banks che, dalla fine del 2008, hanno fornito oltre il 50% del totale dei finanziamenti erogati a livello globale per progetti geotermici.

Con riferimento al mercato italiano, le prospettive di sviluppo degli investimenti nel settore geotermico scontano oggi gli effetti che il nuovo sistema di incentivazione - basato sul meccanismo dei Registri e delle Aste - ha sulla profittabilità dei nuovi impianti.

Nonostante l’esito positivo delle Aste, che hanno visto la quasi completa saturazione dei contingenti messi a disposizione, si ritiene che il nuovo scenario di supporto non sia sufficiente per sostenere un importante volume di investimenti nel comparto nel medio-lungo termine, anche se la risorsa geotermica in Italia è molto più abbondante rispetto ad altri Paesi. Le migliori prospettive sono attribuibili solo agli impianti geotermici al di sotto dei 20 MW, ai quali è riconosciuta una tariffa incentivante elevata, seppure inferiore rispetto a quelle assegnate ad altre rinnovabili. Nel complesso, l’outlook del settore (secondo le stime elaborate dal REF-e) è orientato su un tasso di crescita medio annuo della capacità installata del 2,9% tra il 2013 e il 2020, annuo in cui la potenza geotermica in Italia dovrebbe raggiungere i 940 MW con una produzione di energia elettrica di quasi 7.000 GWh. Con riferimento alla distribuzione regionale dell’energia prodotta, è ragionevole prevedere che essa possa provenire fino al 2015 soltanto dalla Toscana, con un progressivo sviluppo anche in altre Regioni a partire dalla seconda metà di questo decennio.

fonte: UniCredit, "Rapporto infrastrutture", dicembre 2013