FDD Rinnovabili: PPA, tariffe di acquisto e debito di progetto
Le particolarità di una FDD su uno sviluppatore o gestore di energie rinnovabili: contratti a lungo termine, curve di produzione e financing di progetto.
Le energie rinnovabili (solare, eolico, biomassa) sono diventate un terreno di gioco maggiore dell'M&A infrastrutture. La FDD vi è particolare: il ricavo è ampiamente contrattualizzato, ma la redditività dipende da parametri tecnici esterni.
PPA e tariffe di acquisto: la natura del ricavo
Un parco rinnovabile vende la sua elettricità tramite:
- Una tariffa di acquisto garantita (legacy, contratto con EDF OA, 15-20 anni).
- Un complemento di remunerazione (meccanismo attuale in Francia).
- Un PPA corporate (Power Purchase Agreement con un industriale).
- Il mercato spot per la produzione fuori contratto.
In FDD, si mappa ogni asset con il suo regime tariffario e la durata residua. Un parco la cui tariffa scade tra 3 anni diventa quasi spot — il rischio prezzo diventa maggiore.
Producibilità e P50 / P90
La redditività dipende dalla produzione reale vs prevista. I business plan utilizzano un P50 (produzione mediana); le banche finanziano su un P90 (produzione raggiunta 9 anni su 10). In FDD:
- Verificare la coerenza della producibilità storica vs P50 del business plan.
- Testare lo scenario P90 sul DSCR (Debt Service Coverage Ratio).
- Identificare gli asset sotto-performanti (problemi tecnici, ombreggiamenti, vento).
Il financing di progetto (non-recourse)
Gli asset rinnovabili sono quasi sistematicamente finanziati in debito di progetto non-recourse alloggiato in una SPV. Particolarità:
- Il debito non è consolidato nel Net Debt «di gruppo» nel senso classico — ma esiste.
- I covenant DSCR sono stretti; un breach può bloccare le distribuzioni.
- I conti riserva (DSRA, MMRA) sono cassa intrappolata, da riclassificare.
Un acquirente compra o l'equity della SPV (e riprende il debito), o l'asset (e lo ristruttura). Ciò cambia tutto il bridge EV/Equity.
Decommissionamento: passività latente
Ogni asset rinnovabile ha un obbligo di decommissionamento a fine vita (20-25 anni). L'accantonamento è sufficiente? Il tasso di attualizzazione è realistico? Un sotto-accantonamento di 5-10 M€ per parco è comune.
CapEx di repowering
Per l'eolico, il repowering (sostituzione delle turbine a fine vita con altre più potenti) è diventato un asse di creazione di valore. Da modellizzare come CapEx di crescita con un nuovo regime tariffario.
Il datapack rinnovabili comprende una scheda per asset: tecnologia, potenza, producibilità, tariffa, debito, scadenza contratto. Senza questa granularità, l'analisi è inutile.