L’attività M&A nel mercato italiano dell’energia e delle infrastrutture si è confermata anche 2024 particolarmente prolifica, non soltanto grazie agli obiettivi europei (c.d. Green Deal) e nazionali (PNIEC) di decarbonizzazione, ma grazie anche agli obiettivi di sicurezza energetica imposti dal mutato quadro geopolitico. Il 2024 ha registrato un notevole volume di operazioni M&A nel settore energy and utilities, comprensivo delle rinnovabili sia elettriche che gassose.
Osservando in dettaglio l’evoluzione del mercato nell’anno passato e nel primo trimestre 2025 è stato senz’altro possibile notare come il processo di transizione in atto non riguardi ormai più soltanto la generazione di energia da fonti rinnovabili e la riduzione di emissioni, ma più genericamente la diversificazione delle fonti di produzione ed il prospettico ammodernamento delle infrastrutture di rete, visto il crescente bisogno di flessibilità, conseguente alla diversificazione delle fonti di produzione non programmabili – insieme all’integrazione delle infrastrutture digitali nelle reti, che avrà verosimilmente un ruolo significativo anche nel miglioramento proprio nella gestione delle reti.
Le nuove direttrici di crescita: storage e biometano.
In questo quadro generale, accanto a operazioni di rilievo nei settori delle reti elettriche e metano e LNG, l’attenzione degli investitori si è quindi progressivamente rivolta al mercato dell’accumulo elettrochimico (storage, BESS) e allo sviluppo e/o conversione di progetti dedicati alla produzione di biometano da rifiuti organici e reflui/sottoprodotti agricoli, quest’ultimo supportato del Decreto del MASE 15 settembre 2022, che ha potuto beneficiare delle risorse rese disponibili dai fondi europei al PNRR, mentre l’approssimarsi dei relativi termini di entrata in esercizio sta riducendo le prospettive di ritorno sull’investimento e quindi le valorizzazioni.
Nel primo caso, elemento a supporto degli investimenti è stato il favorevole quadro regolatorio che ha introdotto il nuovo meccanismo “MACSE” (Meccanismo di Approvvigionamento della Capacità di Stoccaggio Elettrico) per regolare l’approvvigionamento di capacità di stoccaggio da parte di Terna la cui prima asta si terrà il 30 settembre 2025, ma fonti di cash flow potrebbero essere costituite anche dai contratti di off take, di tolling oltre che dal Capacity Market anche combinati tra loro oltre che con un approccio merchant grazie all’attesa diffusione degli optimization agrement.
Parallelamente, nel 2024 il biometano si è imposto come vettore strategico grazie al supporto economico offerto Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) che ha previsto circa 1,7 miliardi di Euro a supporto della produzione di gas rinnovabile, innescando investimenti su numerosi progetti di scala industriale, sostenuti da tariffe incentivanti – di cui le prime due a scadenza proprio alla fine del 2024 nel primo trimestre accesso prioritario alla rete.
Lo scorso 7 giugno, l’ammontare delle risorse è stato peraltro incrementato grazie all’approvazione da parte della Commissione della richiesta italiana di procedere con la riallocazione di 640 milioni di Euro dalla misura originariamente dedicata all’idrogeno nei settori industriali hard to abate verso lo sviluppo del mercato del biometano, con scadenza a giugno 2026. Si tratta di una misura significativa che potrebbe comunque non raggiungere i suoi obiettivi in considerazione dello sfidante termine per l’entrata in esercizio degli impianti.
Nel determinare i flussi di cassa degli investimenti negli impianti di produzione di biometano dovrebbe inoltre tenersi in considerazione che l’articolo 5-bis del DL Agricoltura ha introdotto estensione della definizione di biometano autoconsumato anche al biometano consumato, in un sito diverso da quello di produzione, da parte di un cliente finale attivo nei c.d. settori “hard to abate” che abbia sottoscritto con il produttore apposito contratto di compravendita del biometano, cioè un c.d. corporate BPA o CBPA e che il 16 maggio 2025, il GSE ha pubblicato le nuove regole applicative DM Biometano, le quali meglio dettagliano i principali termini e condizioni dei CBPA, i principali requisiti oggettivi che dovranno essere rispettati dall’impianto biometano di volta in volta rilevante e i requisiti soggettivi delle parti interessate alla sottoscrizione di un CBPA. Tali norme hanno creato i presupposti di un crescente mercato che potrebbe determinare una diversa valorizzazione degli asset nell’ambito delle operazioni di M&A che abbiano ad oggetto tali asset.
Il quadro normativo e gli ulteriori strumenti di supporto alle energie rinnovabili
L’attuale quadro normativo, sebbene complesso, offre significative opportunità agli operatori del settore. Tra gli strumenti più rilevanti i meccanismi FER X Transitorio per l’incentivazione delle FER mature (impianti solari, eolici, idroelettrici e a gas residui) e l’atteso FER X a regime, favorendo così la bancabilità di un maggior numero di progetti sino ad ora basata sostanzialmente solo sullo scarso accesso al FER 1 oltre che sui Long Term Trader PPA e sui Long Term Corporate PPA fisici e virtuali dotati di specifiche caratteristiche.
Riguardo al FER 2 – che punta a sostenere la realizzazione di 4,6 GW complessivi tra il 2024 e il 2028 - proprio ad inizio 2025 sono state pubblicate le regole operative che regole delle procedure competitive che ne determineranno l’assegnazione in misura variabile tra i tra i 100 €/MWh e i 300 €/MWh a seconda della tecnologia e della potenza ed un evidente regime di favore per l’eolico off-shore con 3,8 GW. La grande attesa per l’avvio dei bandi dedicati all’eolico off-shore è però destinata a perdurare in attesa di un adeguato numero di progetti che possano partecipare ad aste veramente competitive.
Il FER X Transitorio – il cui decreto di approvazione risale al febbraio scorso – ha destinato invece 9.7 miliardi di euro ad un meccanismo temporaneo pensato per promuovere la realizzazione di nuovi impianti il cui bando verrà pubblicato il 14 luglio 2025, come dichiarato dal responsabile degli affari regolatori del GSE, Ing. Davide Valenzano in occasione di un convegno tenutosi presso la sede di Milano di ADVANT Nctm e ciò in attesa del meccanismo FER-X a regime che dovrebbe essere approvato entro l’autunno del 2025 e favorire la realizzazione di impianti addizionali per il periodo 2026 - 2029..
Ugualmente incentrato sul meccanismo dei contratti per differenza (CfD) è il meccanismo c.d. Energy Release 2.0, introdotto dal Decreto Legge Nr. 11 del 9 dicembre 2023, come successivamente modificato, per il quale si rimane in attesa della definizione delle regole ad esito del confronto tra MASE e Commissione Europea
Le menzionate misure si inseriscono, inoltre, in un quadro normativo generale riorganizzato dal Testo Unico sulle Rinnovabili, adottato sempre lo scorso anno - che su input della normativa europea - ha finalmente portato semplificazioni procedurale e razionalizzazione in materia di autorizzazioni, semplificando processi e chiarendo incertezze interpretative e per il quale si attendono le ulteriori evoluzioni che saranno contenute nel correttivo atteso entro la fine dell’anno.
Rispetto alle previsioni, l’Italia continuerà a rappresentare un mercato attrattivo per gli investimenti di fondi tradizionali e infrastrutturali anche grazie alla bancabilità dei progetti supportata dai regimi incentivanti e per la rilevante numerosità di route to marker rese disponibili dal MASE.
Tale attrattività riguarderà inoltre i settori a servizio delle nuove installazioni quali EPC Contractor e O&M Operator oltre alle ESCO e agli operatori genericamente attivi nell’efficienza energetica, ma la frammentazione del mercato sembra costituire un ostacolo.
I rischi collegati alla saturazione virtuale della rete
In considerazione dello stato early stage di molte iniziative di sviluppo di impianti FER per le quali è stata prenotata la capacità di rete (e non ancora validato il relativo progetto), è verosimile che molti di questi progetti non siano mai realizzati.
In tale contesto, negli ultimi mesi il MASE e Terna hanno avviato la predisposizione di strategie volte a scongiurare potenziali rischi di congestione virtuale della rete legati al considerevole quantitativo di richieste di allaccio correlate a tali progetti embrionali.
Entro la fine dell’anno dovrebbe quindi essere approvato un quadro regolatorio in materia di connessione alla rete pressoché rivoluzionato rispetto a quello vigente che potrebbe avere un rilevante impatto sugli attuali e futuri investimenti nel settore delle rinnovabili.
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