Related Party Transaction • Jul 31, 2020
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redatto ai sensi dell'art. 5 del Regolamento adottato dalla CONSOB con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modificazioni ed integrazioni, relativo alla sottoscrizione, da parte di Alerion Clean Power S.p.A., di due accordi di collaborazione relativi allo sviluppo di impianti di produzione di energia eolica nel sud Italia e in Sardegna con Fri-El S.p.A. e Green Energy Sardegna 2 S.r.l., entrambe controllate, direttamente e indirettamente, da Fri-El Green Power S.p.A.
Documento informativo messo a disposizione del pubblico presso la sede legale di Alerion Clean Power S.p.A. (Milano, Viale Majno n. 17), sul sito internet di Alerion Clean Power S.p.A. www.alerion.it nonché sul meccanismo di stoccaggio autorizzato eMarket Storage – consultabile all'indirizzo .
| PREMESSA 3 AVVERTENZE 4 |
|
|---|---|
| 1.1 | Rischi connessi ai potenziali conflitti di interesse derivanti dalla sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo 4 |
| 1.2 | Rischi connessi all'autonomia gestionale della Società derivanti dalla presenza di un'attività di direzione e coordinamento da parte di FGP 6 |
| INFORMAZIONI RELATIVE AGLI ACCORDI DI CO-SVILUPPO 7 | |
| 2.1 | Termini e condizioni degli Accordi di Co-Sviluppo 7 |
| 2.2 | Parti correlate coinvolte nell'Operazione, natura della correlazione, natura e portata degli interessi di tali parti nell'Operazione. 9 |
| 2.3 | Motivazioni economiche e convenienza per la Società nella sottoscrizione degli Accordi di Co Sviluppo 10 |
| 2.4 | Modalità di determinazione del corrispettivo previsto dagli Accordi di Co-Sviluppo e valutazioni circa la congruità dello stesso rispetto ai valori di mercato di operazioni similari 10 |
| 2.5 | Illustrazione degli effetti economici, patrimoniali e finanziari dell'Operazione11 |
| 2.6 | Incidenza dell'Operazione sui compensi dei componenti dell'organo di amministrazione della Società e/o di società da questa controllate 11 |
| 2.7 | Eventuali componenti degli organi di amministrazione e di controllo, direttori generali e dirigenti della Società coinvolti nell'Operazione 11 |
| 2.8 | Iter di approvazione dell'Operazione 12 |
| 2.8.1 Attività del Comitato 12 2.8.2 Approvazione dell'Operazione da parte del Consiglio di Amministrazione 14 |
Il presente documento informativo (il "Documento Informativo") è stato predisposto da Alerion Clean Power S.p.A. ("Alerion" o la "Società") ai sensi dell'art. 5 del Regolamento adottato dalla CONSOB con delibera n. 17221 del 12 marzo 2010 e successive modificazioni ed integrazioni (il "Regolamento OPC"), nonché dell'art. 11 della Procedura per le Operazioni con Parti Correlate adottata dal Consiglio di Amministrazione in data 12 novembre 2010 come successivamente modificata (la "Procedura Parti Correlate"), al fine di fornire al mercato e agli azionisti di Alerion un'esauriente informativa in merito alla sottoscrizione di due accordi di collaborazione relativi allo sviluppo di impianti di produzione di energia eolica (gli "Accordi di Co-Sviluppo") e, in particolare (i) un Accordo di Co-Sviluppo con Fri-El S.p.A. ("Fri-El"), relativamente all'intera area del sud Italia, e (ii) un Accordo di Co-Sviluppo con Green Energy Sardegna 2 S.r.l. ("GES"), relativamente alla Sardegna, con una pipeline complessiva di progetti in sviluppo pari a circa 650 MW (l'"Operazione").
Il Documento Informativo, pubblicato in data 31luglio 2020, è a disposizione del pubblico presso la sede legale della Società, sita in Milano, Viale Majno n. 17, sul sito internet della Società all'indirizzo www.alerion.it nonché sul meccanismo di stoccaggio autorizzato eMarket Storage ().
La sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo costituisce un'operazione tra parti correlate ai sensi del Regolamento OPC e della Procedura Parti Correlate in considerazione del fatto che Alerion, Fri-El e GES sono controllate, direttamente e indirettamente, da Fri-El Green Power S.p.A. ("FGP"). In particolare FGP detiene:
Inoltre, alla data del presente Documento Informativo, i Consigli di Amministrazione di Alerion, FGP e Fri-El risultano composti come segue.
| Nome | Carica |
|---|---|
| Josef Gostner (*) | Presidente del Consiglio di Amministrazione e Amministratore Delegato |
| Georg Vaja (**) | Vice Presidente e Amministratore Delegato |
| Patrick Pircher (***) | Amministratore Delegato |
| Germana Cassar | Amministratore |
| Stefano D'Apolito | Amministratore |
| Nadia Dapoz | Amministratore |
| Giorgia Daprà | Amministratore |
| Elisabetta Salvani | Amministratore |
| Flavia Mazzarella | Amministratore |
| Elmar Zwick | Amministratore |
(*) Ricopre la carica di Vice Presidente e Amministratore Delegato di FGP e di Presidente di Fri-El.
(**) Ricopre la carica di dirigente in FGP e di Amministratore Delegato in Fri-El.
(***) Ricopre la carica di dirigente in FGP.
| Nome | Carica |
|---|---|
| Thomas Gostner | Presidente del Consiglio di Amministrazione |
| Josef Gostner (*) | Amministratore Delegato |
| Ernst Gostner (**) | Amministratore Delegato |
| Alexander Gostner | Amministratore |
| Manuela Gostner | Amministratore |
| Daniela Gostner | Amministratore |
FGP
(*) Ricopre la carica di Presidente e Amministratore Delegato di Alerion e di Presidente di Fri-El.
(**) Siede anche nel Consiglio di Amministrazione di Fri-El.
| Nome | Carica |
|---|---|
| Josef Gostner (*) | Presidente del Consiglio di Amministrazione |
| Ernst Gostner (**) | Amministratore Delegato |
| Georg Vaja (***) | Amministratore Delegato |
(*) Ricopre la carica di Vice Presidente e Amministratore Delegato di FGP e di Presidente e Amministratore Delegato di Alerion.
(**) Siede anche nel Consiglio di Amministrazione di FGP.
(***) Ricopre la carica di Dirigente in FGP e di Vice Presidente e Amministratore Delegato di Alerion.
In occasione della deliberazione consiliare della Società tenutasi in data 30 luglio 2020 ed avente ad oggetto l'approvazione degli Accordi di Co-Sviluppo, gli amministratori Josef Gostner, Georg Vaja e Patrick Pircher hanno dichiarato di essere portatori di un interesse concorrente con quello di Alerion ai sensi e per gli effetti di cui all'art. 2391 cod. civ. e gli amministratori Josef Gostner e Georg Vaja si sono astenuti dal voto.
Fermo quanto precede, tenuto conto delle caratteristiche dell'Operazione, non si ravvisano, a giudizio di Alerion, particolari rischi connessi a potenziali conflitti di interesse diversi da quelli tipicamente inerenti ad operazioni con parti correlate.
Come già indicato, le attività relative alla determinazione del corrispettivo previsto dagli Accordi di Co-Sviluppo e degli ulteriori termini e condizioni della stessa sono state effettuate nel rispetto della Procedura Parti Correlate e delle disposizioni di legge applicabili.
Alla data del presente Documento Informativo FGP controlla di diritto la Società, in ragione dell'esito dell'offerta pubblica promossa in data 26 settembre 2017, ed esercita attività di direzione e coordinamento sulla stessa.
In data 12 dicembre 2017 Alerion ha preso atto dell'intenzione di FGP di avviare l'esercizio su di essa dell'attività di direzione e coordinamento.
Al riguardo si segnala che la Società soddisfa i requisiti previsti dall'art. 16 del Regolamento Mercati adottato dalla CONSOB con delibera n. 20249 del 28 dicembre 2017, come successivamente modificato, per la negoziazione delle proprie azioni sul MTA e, in particolare, (i) ha effettuato, nei termini di legge, la comunicazione prevista dall'articolo 2497-bis cod. civ. al Registro delle Imprese di Milano, (ii) è dotata di un'autonoma capacità negoziale nei confronti di clienti e fornitori, (iii) non ha un servizio di tesoreria accentrata e (iv) tutti i comitati istituti in seno al Consiglio di Amministrazione sono composti di amministratori indipendenti, ai sensi del d.lgs. 24 febbraio 1998, n. 58, come successivamente modificato, e del Codice di Autodisciplina adottato da Borsa Italiana S.p.A.
Come anticipato in premessa, in data 30 luglio 2020 sono stati sottoscritti gli Accordi di Co-Sviluppo, di cui si riportano di seguito i principali termini e condizioni.
(vi) Successivamente alla trasmissione dell'Invito Fri-El o, a seconda del caso, GES ha l'obbligo, inter alia, di non cedere o disporre dei Progetti a favore di terzi e di non costituire diritti in relazione alla cessione dei Progetti in favore di terzi.
(vii) Successivamente all'esercizio del Diritto di Opzione da parte di Alerion e prima del raggiungimento dello Stato di Cantierabilità, Fri-El o, a seconda del caso, GES:
all'approssimarsi della fase di pre-construction anche in base alle esigenze particolari emerse dal contesto locale e dell'organizzazione di cui si doterà Alerion.
(xii) La durata degli Accordi di Co-Sviluppo è pari a 5 anni dalla data di sottoscrizione, salvo proroga da concordarsi in forma scritta tra le parti. Alerion potrà recedere in qualunque momento dagli Accordi di Co-Sviluppo mediante lettera raccomandata con avviso di ricevimento o comunicazione PEC da inviarsi almeno 6 mesi prima della data di efficacia del recesso, senza alcun onere o costo a proprio carico fatto salvo un primo pagamento di 5.000 €/MW per i Progetti per i quali sia stata esercitato il Diritto di Opzione.
La sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo si qualifica come "operazione con parti correlate" ai sensi del Regolamento OPC e della Procedura Parti Correlate in quanto, alla data del presente Documento Informativo, (i) Alerion è controllata da FGP ai sensi dell'art. 2359, comma 1, n. 1, cod. civ. ed è inoltre soggetta alla direzione e coordinamento della medesima, ai sensi e per gli effetti degli artt. 2497 e ss. cod. civ., (ii) il capitale sociale di Fri-El è interamente detenuto da FGP e (iii) FGP controlla GES ed esercita attività di direzione e coordinamento sulla medesima.
Quanto alla composizione dei Consigli di Amministrazione di Alerion, FGP e Fri-El si rammenta che:
Inoltre, l'Operazione si qualifica come "operazione di maggiore rilevanza" ai sensi dell'art. 5 della Procedura Parti Correlate nonché dell'Allegato 3 al Regolamento OPC in quanto il controvalore economico – come illustrato nel prosieguo – supera le soglie di rilevanza quantificate alla data del 31 dicembre 2019, data del più recente documento contabile periodico pubblicato. Per maggiori informazioni al riguardo si rimanda al successivo Paragrafo 2.5.
Pertanto, a garanzia della correttezza sostanziale e procedurale dell'Operazione e in ottemperanza a quanto previsto dalla Procedura Parti Correlate e dal Regolamento OPC, il Comitato Parti Correlate (il "Comitato") è stato tempestivamente attivato e coinvolto ai fini del rilascio del proprio parere favorevole (il "Parere"), come più diffusamente illustrato nel successivo Paragrafo 2.8.1.
L'Operazione ha una significativa valenza industriale e strategica per la Società.
La sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo si pone in continuità con il disegno strategico del Gruppo FGP, incentrato sullo sviluppo, per il tramite di Alerion, del business della produzione di energie rinnovabili derivanti da fonte eolica e nell'ambito del più ampio progetto, già intrapreso nel corso del 2017, ad esito del quale Alerion medesima mira a diventare un operatore leader nel settore dell'energia rinnovabile da fonte eolica.
Gli Accordi di Co-Sviluppo assicurano, infatti, ad Alerion visibilità e accesso esclusivo a un'ampia pipeline di progetti eolici sviluppati dai Concedenti che hanno un considerevole valore in termini di prospettive future mantenendo il rischio di investimento in ogni caso ridotto in quanto Alerion avrebbe la facoltà di scegliere quali e quanti progetti acquisire senza sostenere il rischio effettivo dello sviluppo che rimarrebbe in capo ai Concedenti.
Gli Accordi di Co-Sviluppo non pongono sostanzialmente alcun vincolo per Alerion la quale avrebbe una mera facoltà di esercitare il Diritto di Opzione per l'acquisto dei Progetti una volta che la fase di sviluppo è sostanzialmente completata ed è stato raggiunto lo Stato di Cantierabilità.
Quanto ai termini economici dell'Operazione, si evidenzia che il corrispettivo che Alerion si impegna a riconoscere ai Concedenti ai sensi degli Accordi di Co-Sviluppo è pari a:
Nel dettaglio il corrispettivo complessivo sarà pari a:
Ogni costo connesso allo sviluppo (o ad attività di co-sviluppo intraprese dai Concedenti con soggetti terzi) è posto interamente a carico dei Concedenti medesimi e, dunque, compreso nel corrispettivo di cui sopra.
In caso di mancato ottenimento del titolo autorizzativo o di rinuncia al progetto da parte di Alerion prima del raggiungimento dello Stato di Cantierabilità Fri-El o, a seconda del caso, GES sarà tenuta a restituire ad Alerion il corrispettivo ricevuto ai sensi della precedente punto (i), lett. (b) e (c), per un valore complessivo di 10.000 €/MW e non sarà dovuto il corrispettivo variabile di cui al precedente punto (ii).
Per quanto attiene alle valutazioni circa la congruità del corrispettivo degli Accordi di Co-Sviluppo rispetto ai valori di mercato di operazioni similari il Consiglio di Amministrazione di Alerion non ha proceduto alla nomina di un proprio advisor ma ha reputato di fare affidamento sulle considerazioni e sulle conclusioni raggiunte dall'Esperto Indipendente (come di seguito definito).
Come anticipato, la sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo si configura quale "operazione di maggiore rilevanza" ai sensi del Regolamento OPC e della Procedura Parti Correlate.
In particolare, ai sensi all'art. 2 della Procedura Parti Correlate un'operazione con parti correlate si definisce di maggiore rilevanza qualora anche uno solo degli indici indicati nell'art. 1.2 dell'Allegato 3 al Regolamento OPC (i.e. l'indice di rilevanza del controvalore, l'indice di rilevanza dell'attivo ovvero l'indice di rilevanza delle passività), applicabili a seconda del caso, risulti superiore alla soglia del 5%.
Con particolare riferimento all'Operazione si segnala che il corrispettivo complessivo degli Accordi di Co-Sviluppo potrebbe superare, nell'arco dell'intero periodo di durata degli stessi, l'indice di rilevanza del controvalore (inteso come rapporto tra il controvalore dell'operazione e il patrimonio netto della Società), pari a circa € 8 milioni, tenuto conto della pipeline complessiva dei progetti in sviluppo pari a di circa 650 MW e del corrispettivo per MW che – in caso di IRR unlevered superiore all'8%, potrebbe arrivare a 150.000 €/MW.
L'Operazione non ha alcun impatto sull'ammontare dei compensi degli amministratori della Società e/o di società da questa controllate.
Nell'Operazione non sono direttamente coinvolti, in qualità di parti correlate, componenti degli organi di amministrazione e controllo, direttori generali e dirigenti delle società partecipanti all'Operazione medesima.
Ai sensi dell'art. 8 del Regolamento OPC e dell'art. 5 della Procedura Parti Correlate le operazioni di maggiore rilevanza sono approvate dal Consiglio di Amministrazione di Alerion previo motivato e favorevole parere del Comitato circa (i) la sussistenza di un interesse della Società al compimento dell'operazione e (ii) la convenienza e la correttezza sostanziale delle relative condizioni.
Le citate disposizioni prevedono che il Comitato sia coinvolto nella fase delle trattative e nella fase istruttoria dell'operazione attraverso la ricezione di un flusso informativo completo e tempestivo e con la facoltà di chiedere informazioni e di formulare osservazioni agli organi delegati e ai soggetti incaricati della conduzione delle trattative o dell'istruttoria.
In considerazione di quanto precede, il Comitato – nella composizione di seguito specificata – è stato dunque coinvolto nella fase istruttoria e nella fase delle trattative relative all'Operazione ricevendo un flusso informativo completo e tempestivo, richiedendo informazioni e formulando osservazioni ai soggetti incaricati della conduzione delle trattative e dell'istruttoria, secondo quanto meglio descritto di seguito.
Ai fini della predetta attività, il Comitato - composto da tre Amministratori indipendenti nelle persone dei Consiglieri Elmar Zwick, Germana Cassar e Giorgia Daprà - si è riunito complessivamente cinque volte e precisamente:
In occasione delle predette riunioni il Comitato si è sempre riunito con la partecipazione di tutti i propri componenti.
A seguito della comunicazione trasmessa dal management della Società al suo Presidente, il Comitato si è riunito il 30 giugno 2020 per ricevere un'informativa preliminare sull'Operazione da parte del management della Società e avviare le interlocuzioni inerenti alla sottoscrizione di un term-sheet ad essa relativo.
Successivamente il Comitato si è riunito il 7 luglio 2020 per avviare le attività funzionali all'emissione del proprio parere. In particolare, nel corso della riunione il management di Alerion ha sottoposto al Comitato le bozze degli Accordi di Co-Sviluppo illustrando il razionale strategico sotteso all'operazione di cui trattasi nonché le modalità di realizzazione e la tempistica attesa. Il Comitato ha esaminato la documentazione preliminare sottoposta alla sua attenzione, ha deliberato di selezionare un esperto indipendente ai fini della valutazione sulla congruità dei corrispettivi degli Accordi di Co-Sviluppo e ha deliberato di avvalersi di Chiomenti, già advisor legale della Società, per i profili legali delle attività previste a suo carico dal Regolamento OPC e dalla Procedura.
In data 13 luglio 2020 il Comitato ha conferito l'incarico a Elemens.
In particolare, l'Esperto Indipendente è stato chiamato a predisporre un parere sulla di congruità rispetto agli standard di mercato dei corrispettivi previsti dagli Accordi di Co-Sviluppo.
L'indipendenza di Elemens, ai sensi del Paragrafo 2.4 dell'Allegato 4 del Regolamento OPC, è stata accertata dal Comitato sulla base di una dichiarazione rilasciata dal medesimo Esperto Indipendente attestante, tra l'altro, l'insussistenza di relazioni economiche, patrimoniali e finanziarie con, Alerion, Fri-El, le rispettive parti correlate nonché gli amministratori delle medesime, che siano in grado di comprometterne l'indipendenza e l'autonomia di giudizio.
Nelle settimane successive il Comitato – per il tramite del suo Presidente – è stato tempestivamente aggiornato da parte del management della Società sulle attività in corso e ha costantemente interloquito con l'Esperto Indipendente e con il consulente legale.
Nella riunione del 17 luglio 2020 il Comitato ha esaminato l'ulteriore documentazione messa a disposizione dalla Società e ha richiesto all'Esperto Indipendente informazioni, approfondimenti e integrazioni alla bozza di Parere di Congruità.
In data 28 luglio 2020 il Comitato si è riunito e ha esaminato le bozze preliminari del Parere di Congruità di Elemens e del presente Parere, formulando osservazioni e commenti ai due testi.
In data 30 luglio 2020 il Comitato si è nuovamente riunito per esaminare le risultanze definitive dell'attività dell'Esperto Indipendente illustrate nel Parere di Congruità e
rilasciare il proprio parere sull'interesse di Alerion alla sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo, nonché sulla convenienza e sulla correttezza sostanziale delle relative condizioni economiche, finanziarie e legali e della procedura istruttoria e deliberativa seguita dalla Società. In tale seduta il Comitato ha espresso parere favorevole alla sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo, confermando altresì di aver ricevuto tutta la documentazione e tutte le informazioni necessarie ai fini delle proprie verifiche e valutazioni.
Per maggiori informazioni al riguardo, si rimanda al Parere del Comitato, allegato al presente Documento Informativo sub Allegato "A", e al Parere di Congruità ad esso allegato.
In data 30 luglio 2020, sulla base della documentazione ricevuta, del parere del Comitato e del Parere di Congruità, il Consiglio di Amministrazione di Alerion condivise le motivazioni e i razionali sottostanti all'Operazione e rilevato altresì l'interesse della Società nel compiere le stesse, nonché la convenienza delle relative condizioni - ha approvato, per quanto di propria competenza, la sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo all'unanimità dei votanti.
Allegato "A" Parere del Comitato Parti Correlate di Alerion rilasciato in data 30 luglio 2020, cui è accluso il parere di congruità rilasciato da Elemens S.r.l. in data 29 luglio 2020.
DI ALERION CLEAN POWER S.P.A.
Il presente parere (il "Parere") è rilasciato dal Comitato Parti Correlate (il "Comitato OPC" o il "Comitato") di Alerion Clean Power S.p.A. (la "Società" o "Alerion") ai sensi della procedura relativa alle operazioni con parti correlate (la "Procedura"), come da ultimo aggiornata a seguito di delibera del Consiglio di Amministrazione in data 25 gennaio 2018.
MW e del corrispettivo per MW che – in caso di IRR unlevered superiore all'8% – potrebbe arrivare a 150.000 €/MW.
Ai sensi dell'art. 8 del Regolamento OPC e dell'art. 5 della Procedura il presente $D_{\nu}$ Parere ha, pertanto, natura vincolante ed è stato approvato dal Comitato nella seduta del 30 luglio 2020 con il voto favorevole di tutti i suoi componenti, nelle persone dell'avv. Elmar Zwick (Presidente), dalla dott.ssa Giorgia Daprà e dall'avv. Germana Cassar.
$2.6$ Nelle settimane successive il Comitato – per il tramite del suo Presidente – è stato tempestivamente aggiornato da parte del management della Società sulle attività in corso e ha costantemente interloquito con l'Esperto Indipendente e con il consulente legale.
$2.7$ Nella riunione del 17 luglio 2020 il Comitato ha esaminato la bozza degli Accordi di Sviluppo e l'ulteriore documentazione messa a disposizione dalla Società e ha esaminato una prima bozza del parere di congruità dell'Esperto indipendente, formulando richieste di informazioni, approfondimenti e integrazioni sia alle bozze contrattuali, sia al di Parere di Congruità.
Ai fini del rilascio del presente Parere il Comitato ha esaminato i seguenti documenti:
Di seguito sono riportate le previsioni degli Accordi di Co-Sviluppo (i cui testi sono identici ad eccezione delle parti e dell'allegato relativo alle aree geografiche di riferimento) ritenute dal Comitato maggiormente rilevanti ai fini del rilascio del Parere.
$(i)$ Ai sensi degli Accordi di Co-Sviluppo i Concedenti concedono ad Alerion, a titolo gratuito, in via irrevocabile ed esclusiva, (a) il diritto di valutare la potenziale acquisizione di progetti in fase di sviluppo nel settore eolico avviati da Fri-El, per quanto attiene al sud Italia, e da GES, per quanto attiene alla Sardegna, direttamente o mediante accordi di co-sviluppo con sviluppatori terzi (ciascuno di essi il "Progetto" e i "Progetti") realizzati e (b) un'opzione ai sensi dell'art. 1331 del Codice Civile (il "Diritto di Opzione") relativamente all'acquisto (aa) dei Progetti o (bb) dell'intero capitale sociale
di SPV cui tali Progetti siano conferiti da Fri-El, libero da vincoli e gravami di qualsivoglia tipologia.
Al fine di consentire ad Alerion di eseguire un'adeguata valutazione del $(vi)$ Progetto, i Concedenti si impegnano a mettere a disposizione di Alerion tutta la documentazione che quest'ultima dovesse richiedere e relativa a un determinato Progetto.
(vii) Successivamente alla trasmissione dell'Invito Fri-El o, a seconda del caso, GES ha l'obbligo, inter alia, di non cedere o disporre dei Progetti a favore di terzi e di non costituire diritti in relazione alla cessione dei Progetti in favore di terzi.
$(x)$ Ogni costo connesso allo sviluppo (o ad attività di co-sviluppo intraprese dai Concedenti con soggetti terzi) è posto interamente a carico dei Concedenti medesimi e, dunque, compreso nel corrispettivo di cui al precedente punto (ix). In caso di mancato ottenimento del titolo autorizzativo o di rinuncia al progetto da parte di Alerion prima del raggiungimento dello Status di Cantierabilità, Fri-El o, a seconda del caso, GES sarà tenuta a restituire ad Alerion il corrispettivo ricevuto ai sensi del precedente punto (ix), lett. (a), (bb) e (cc), per un valore complessivo di 10.000 €/MW) e non sarà dovuto il corrispettivo variabile di cui al precedente punto (ix), lett. (b).
(xi) I Concedenti assumono ogni responsabilità in relazione alle attività prestate in favore di Alerion ai sensi degli Accordi di Co-Sviluppo e si impegnano a tenere indenne e manlevare Alerion rispetto a qualsivoglia effetto pregiudizievole derivante da negligenza, imperizia, imprudenza o cattiva esecuzione delle attività medesime e, più in generale, rispetto a qualsivoglia danno conseguente a un inadempimento dei Concedenti ai sensi degli Accordi di Co-Sviluppo.
PEC da inviarsi almeno 6 mesi prima della data di efficacia del recesso, senza alcun onere o costo a proprio carico fatto salvo il primo pagamento di 5.000 $\epsilon$ per MW per i Progetti per i quali sia stata esercitato il Diritto di Opzione.
gran parte dei corrispettivi già pagati, di cui beneficia Alerion e alla struttura delle concentrate al momento dell'ottenimento fee. quasi interamente dell'autorizzazione. A quest'ultimo riguardo si consideri infatti che, al netto della trascurabile fee iniziale di 5.000 €/MW, in caso di mancato successo dell'iniziativa di sviluppo da parte del Concedente non vi sarà nessun obbligo - e dunque nessun esborso - da parte di Alerion, Infine, la possibilità di rinunciare all'acquisizione dei Progetti anche a seguito dell'esercizio del Diritto di Opzione - ma prima del raggiungimento dello Stato di Cantierabilità - libera Alerion da ulteriori rischi, quali quelli connessi a un cambio di scenario di mercato o di regolazione tale da pregiudicare la reddittività delle iniziative proposte dai Concedenti.
più natura locale) che incide anche sulla ripartizione del rischio (meno sbilanciato sullo sviluppatore). Se da un lato ciò rende difficile un raffronto puntuale con il nostro caso, dall'altro la circostanza che, come visto nel capitolo precedente, pur in presenza di una serie di condizioni decisamente meno favorevoli l'investitore il valore dei progetti possa raggiungere e superare i 70.000 €/MW, appare un'ulteriore conferma della congruità del pricing degli Accordi di Co-Sviluppo.
5.11 Elemens conclude pertanto la propria analisi ritenendo che "filenuto conto di tutto" quanto sopra, nonché dello standing dello sviluppatore (uno dei primi tre player nel settore eolico in Italia), sembrano numerosi gli elementi a suffragio della ragionevolezza dell'accordo in oggetto, che pertanto appare congruo rispetto agli standard di questa fase di mercato".
6.1 Interesse di Alerion e dei suoi azionisti alla sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo
Il Comitato OPC, considerando che:
la visibilità e l'accesso esclusivo che, per effetto della sottoscrizione degli $(ii)$ Accordi di Co-Sviluppo, Alerion acquisirebbe relativamente all'ampia pipeline di progetti eolici dei Concedenti avrebbe infatti un considerevole valore in termini di prospettive future e di possibilità di raggiungere determinati target dimensionali in coerenza con il business plan della Società, mantenendo il rischio di investimento sotto forma di opzione. Il rischio in capo ad Alerion rimarrebbe infatti in ogni caso ridotto in quanto essa stessa avrebbe la facoltà di scegliere quali e quanti impianti acquisire e realizzare, mentre il rischio effettivo dello sviluppo rimarrebbe prevalentemente in capo ai Concedenti; appare peraltro anche importante segnalare che tale allocazione dei rischi assicura un forte allineamento di interessi tra i Concedenti ed Alerion, poiché i Concedenti sono incentivati a concentrare le attività di sviluppo su progetti che presentino una concreta possibilità di essere portati a termine;
$(iii)$ inoltre, la struttura organizzativa di Alerion e il suo personale non le consentono di avviare lo sviluppo di progetti dalla fase iniziale, per cui gli Accordi di Co-Sviluppo potrebbero supplire a tale deficit e consentire ad Alerion di sfruttare le competenze delle risorse impiegate presso i Concedenti (costituite prevalentemente da persone con esperienza pluriennale nel settore), valutando liberamente l'esercizio dell'opzione, in quanto nella sua attività corrente è ricompresa quella di acquisizione di parchi eolici:
ritiene che la sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo sia nell'interesse di Alerion e dei suoi azionisti.
Il Comitato OPC, considerando che:
dal Parere di Congruità risulta che l'Esperto Indipendente ha fatto riferimento $(i)$ - oltreché alla generale conoscenza delle dinamiche di settore, acquisita grazie alla sua pluriennale attività - alla propria esperienza di contatto continuo con tutto i segmenti di mercato delle fonti rinnovabili, riportando le evidenze acquisite nel corso di una serie di conversazioni con oltre 20 operatori di mercato (sia investitori, sia sviluppatori) volte appunto all'individuazione dei modelli di sviluppo prevalente e dei corrispettivi economici tipicamente associati a ciascun caso;
ritiene che le condizioni degli Accordi di Co-Sviluppo siano convenienti per la Società e che, in relazione alla loro sottoscrizione, siano state adottate da Alerion misure e iniziative corrette, sul piano procedimentale e sostanziale.
Alla luce di quanto precede, il Comitato,
sull'interesse di Alerion e dei suoi azionisti alla sottoscrizione degli Accordi di Co-Sviluppo nonché sulla convenienza e correttezza sostanziale delle relative condizioni.
Le conclusioni favorevoli illustrate nel presente Parere assumono che le informazioni e i documenti esaminati ai fini del suo rilascio non subiscano modificazioni sostanziali e che non emergano elementi nuovi o ulteriori che, se noti alla data odierna, sarebbero idonei a incidere sulle valutazioni che il Comitato OPC è stato chiamato a effettuare.
Milano, 30 luglio 2020
Per il Comitato Operazioni con Parti Correlate, il Presidente
Johnson / vis
Parere di congruità rispetto agli standard di mercato dei corrispettivi economici di un accordo di sviluppo tra Fri-el SpA e Alerion Clean Power SpA
Milano, 28 luglio 2020
Fri-el SpA (d'ora in avanti: Fri-el) e Alerion Clean Power (d'ora in avanti: Alerion) stanno discutendo i termini di un accordo di collaborazione relativo allo sviluppo di impianti di produzione di energia da fonte eolica. Per effetto di tale accordo le iniziative sviluppate da Fri-el1 verrebbero acquistate – al raggiungimento dello status di cantierabilità – da Alerion, a fronte del pagamento da parte di Alerion di una serie di corrispettivi economici al raggiungimento delle varie milestone di sviluppo dei progetti.
Come noto, Fri-el rappresenta l'azionista di maggioranza nella compagine di Alerion, società quotata presso la Borsa di Milano. Pertanto, a garanzia della tutela degli interessi degli altri azionisti presenti nel capitale sociale, il comitato Parti Correlate di Alerion ha chiesto ad Elemens la redazione del presente parere, in cui si verifichi la congruità della formula e nello specifico dei corrispettivi economici previsti rispetto a quelli che possono a buona ragione definirsi gli standard di mercato o, quantomeno, le prassi degli operatori.
Al riguardo appare utile ricordare che Elemens è una delle principali società di consulenza nel settore energetico in Italia, con un particolare focus nel segmento delle fonti rinnovabili. Con le proprie analisi indipendenti sull'evoluzione della regolazione e del mercato, soprattutto mediante l'invio di reportistica periodica, Elemens assiste attualmente circa 100 operatori di settore attivi in Italia, tra i quali rientrano quasi tutti i principali produttori da fonti rinnovabili, utilities, trader e fondi di investimento, alcune istituzioni del settore elettrico (quali ARERA e Terna) e istituti di credito. Tra i
1 Gli accordi oggetto del presente parere sono invero due: il citato accordo tra Fri-el e Alerion e quello tra la sua controllata Green Energy Sardegna 2 e Alerion, avente ad oggetto le sole iniziative sviluppate in Sardegna. Tali accordi sono del tutto identici tra di loro: pertanto, per semplicità di lettura, nel parere si farà riferimento al solo accordo tra Fri-el e Alerion. Visto quanto sopra, ogni considerazione svolta a commento di tale ultimo contratto avrà valore anche in relazione all'accordo tra Green Energy Sardegna 2 e Alerion.
clienti di Elemens rientrano anche Alerion (cliente dall'anno 2015) e Fri-el (cliente dall'anno 2016): nell'anno 2019 il valore percentuale del fatturato di Elemens associabile a commesse ricevute da Alerion e Fri-el è stato, per entrambe le società, inferiore al 2%.
L'elaborazione di un parere relativo alla congruità dell'accordo di sviluppo tra Fri-el e Alerion richiede la definizione di uno standard di mercato relativo agli accordi di sviluppo nel settore delle rinnovabili. La definizione di uno standard di mercato per questo segmento non è tuttavia compito agevole per molteplici motivi, tra cui la numerosità delle formule possibili, l'eterogeneità delle caratteristiche dei progetti oggetto di sviluppo (e dunque delle loro aspettative di remunerazione), la forte dinamicità del settore e l'assenza di dati pubblici al riguardo.
In relazione alla numerosità delle formule di accordo possibili, si evidenzia – come dettaglieremo nel paragrafo 4 – che esistono numerose modalità di collaborazione tra investitori e sviluppatori, circostanza questa che non consente di identificare un corrispettivo economico univoco "standard" da attribuire automaticamente a ciascuna iniziativa.
Relativamente all'eterogeneità delle caratteristiche dei progetti, gli accordi di sviluppo – nella molteplicità delle declinazioni possibili – hanno tipicamente ad oggetto iniziative con costi e prospettive di ricavo non omogenei (sia per effetto delle caratteristiche del sito – in primis il livello di produzione atteso – sia in base ai meccanismi di remunerazione regolata cui eventualmente possono aver accesso): i corrispettivi economici previsti negli accordi risentono ovviamente di tale disomogeneità, rendendo ancora più complesso la determinazione di un valore "standard".
Per quanto invece riguarda la forte dinamicità del settore, non sfuggirà che anche l'ambito dello sviluppo dei progetti di impianti rinnovabili è soggetto alle tipiche dinamiche di mercato legate all'andamento della domanda (l'appetito degli investitori, connesso tra le altre cose al sentiment del mercato verso le tematiche di sostenibilità ambientale o alla definizione di politiche di sostegno, anche non economico, della crescita delle rinnovabili) e dell'offerta (in termini di scarsità o abbondanza dei progetti disponibili sul mercato): in tal senso, lo stesso accordo avente ad oggetto i medesimi progetti può assumere valori economici del tutto divergenti a seconda della fase di mercato in cui si colloca.
In ultimo, in relazione all'assenza di dati pubblici, si rammenta come – a differenza di altri mercati, quale quello immobiliare – non esista alcuna raccolta dati ufficiale o anche solo ufficiosa relativa allo storico degli accordi di sviluppo. Se, sempre nel settore delle rinnovabili, accordi di M&A connessi a impianti in esercizio sono spesso oggetto di press release elaborati dagli advisor M&A, all'interno dei quali sono talora indicati seppur per sommi capi i corrispettivi economici degli accordi (che consentono di individuare alcuni riferimenti di prezzo), nel caso degli accordi di sviluppo tale prassi non si è mai sviluppata, probabilmente per la marginalità del ruolo degli advisor M&A in questo contesto.
È proprio tale ultimo aspetto, ancor più dei precedenti, a definire il percorso metodologico necessario per poter elaborare un parere come quello in oggetto. Infatti, in assenza di evidenze pubbliche sui termini degli accordi di sviluppo definiti dai player di mercato, l'unica metodologia coerente di definizione di uno "standard di mercato" pare quella di effettuare interviste con gli operatori, volte a comprendere i tratti salienti – ivi inclusi i corrispettivi economici – degli accordi di sviluppo.
Pertanto Elemens, nell'elaborare il presente parere, farà riferimento – oltreché alla generale conoscenza delle dinamiche di settore, acquisita grazie alla sua pluriennale attività – alla propria esperienza di contatto continuo con tutto i segmenti di mercato delle fonti rinnovabili: in maggior dettaglio, si riporteranno le evidenze acquisite nel corso di una serie di conversazioni con oltre 20 operatori di mercato (sia investitori, sia sviluppatori), volte appunto all'individuazione dei modelli di sviluppo prevalente e dei corrispettivi economici tipicamente associati a ciascun caso.
La definizione dei corrispettivi avverrà con riferimento ai valori attuali (al fine di fotografare al meglio la situazione di mercato in cui si va definendo l'accordo tra Fri-el e Alerion) mediante l'individuazione di forchette di prezzo connesse a ciascun modello di sviluppo: si ritiene infatti che tale approccio meglio consenta di fornire gli elementi di contesto utili a valutare la congruità dei corrispettivi previsti tra Fri-el e Alerion, oltre che di superare le criticità avanzate in precedenza riguardo alla sintesi in un unico valore di modelli e progetti talora molto differenti.
Nel momento in cui si scrive il presente parere (luglio 2020), il settore delle fonti rinnovabili in Italia attraversa un momento di particolare vivacità legato al fortissimo appetito degli investitori nei confronti delle soluzioni green.
L'attenzione degli investitori verso la green economy invero pare essere un fenomeno globale, che ha subìto una fortissima accelerazione a partire dall'anno 2018. Tra i numerosissimi segnali che testimoniano tale "cambio di passo" – impossibili da riportare nella loro interezza – si citano a titolo esemplificativo i seguenti casi: a inizio 2019 il fondo sovrano norvegese ha accelerato il suo piano di disinvestimento dalle fonti fossili abbandonando i propri investimenti in 134 società che operano nel settore petrolifero e del gas; nel Gennaio 2020 Microsoft ha annunciato un proprio piano mirato a rendere carbon negative la società al 2030, con l'obiettivo di assorbire non solo le emissioni presenti e future ma anche quelle passate dal 1975 al 2050; negli due ultimi anni il numero di multinazionali che aderiscono a RE100, l'iniziativa coordinata da The Climate Group che riunisce le più influenti aziende mondiali con l'obiettivo di raggiungere il 100% di energie rinnovabili il prima possibile e comunque non oltre il 2050, è passato da poco più di 100 a oltre 240 aziende tra le multinazionali più influenti del mondo.
Tale dinamica si è inevitabilmente ripercossa sul contesto istituzionale (che, al tempo, aveva contribuito a innescarla), portando alla definizione di politiche sempre più favorevoli nei confronti delle fonti rinnovabili. In tal senso, il maggior riferimento a livello globale è quello dell'Unione Europea, che, appena 2 anni dopo aver definito sfidanti di aumento della penetrazione delle rinnovabili al 2030, con il nuovo corso delle Commissione guidato da Ursula Von der Leyen intende già rivedere al rialzo tali obiettivi, facendo del c.d. European Green Deal l'elemento centrale della propria azione politica.
Questa accresciuta centralità della sostenibilità ambientale si è prevedibilmente ribaltata anche sulla politica nazionale italiana. A inizio 2020 è stato inviata a Bruxelles la versione definitiva del Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC – lo strumento di verifica dell'allineamento delle politiche nazionali con quelle comunitarie), che prevede – per quanto riguarda le rinnovabili elettriche – un incremento dello quota di rinnovabili sui consumi dal 35% del 2019 al 53% del 2030: in maggior dettaglio, si prevedono obiettivi vincolanti anche per l'eolico (che entro il 2030 dovrà raddoppiare la propria produzione, passando dai 20,5 TWh/anno attuali a 41,5 TWh/anno) e per il fotovoltaico
(incremento di quasi tre volte, giungendo a 73,1 TWh/anno nel 2030 dai 26 TWh/anno attuali).
Nel caso dell'eolico, la legislazione ha tenuto il passo della programmazione: contemporaneamente rispetto alla circolazione delle bozze di PNIEC, è stato infatti approvato il DM 4 luglio 2019 (c.d. DM FER), con cui è stato previsto, tra le altre cose, un programma di 7 aste con cui fino al novembre 2021 sono stati messi a disposizione ben 5.500 MW di incentivi per l'eolico e il fotovoltaico in area non agricola – il fotovoltaico in area agricola rimane invece non incentivato.
La somma dei fattori di cui sopra ha pertanto reso agli occhi degli investitori il prodotto "rinnovabili in Italia" appetibile come mai in passato. Al rinnovato interesse di operatori già presenti nel segmento si è infatti aggiunta una folta schiera di nuovi player, provenienti sia da altri segmenti del settore energy (nell'ambito di processi di riconversione del core business) sia dal mondo finanziario, spesso con ambiziosi piani di crescita e con abbondante liquidità (anche per effetto della congiuntura monetaria internazionale).
Si è così creata una forte pressione all'acquisizione di progetti eolici e fotovoltaici: il fatto stesso che l'attenzione si estenda al fotovoltaico (non ammesso alle aste, salvo i progetti in area industriale che rappresentano tuttavia una netta minoranza nelle pipeline) dimostra che ad attivare l'interesse degli investitori non è stata solo la presenza di un sistema di remunerazione regolata (le aste), ma anche la potente narrazione, quasi unanimemente condivisa nel dibattito di settore, sulla c.d. market parity, ossia sulla possibilità che le iniziative in fonti rinnovabili siano economicamente sostenibili anche in assenza di incentivi – elemento questo che pare meritevole di attenzione nell'ottica di una piena comprensione delle dinamiche che in questa fase guidano il mercato.
Pare necessario precisare che tali dinamiche, almeno ad oggi, non sono state in alcun modo modificate dalla crisi sanitaria legata al Covid-19 e alle ombre su una conseguente crisi economica: l'attenzione istituzionale verso politiche green pare inalterata se non addirittura rafforzata, mentre l'appetito degli investitori non sembra alcun modo diminuito.
Si può dunque affermare – con ragionevole certezza – che la domanda di progetti di impianti rinnovabili non è mai stata così alta come in questa fase di mercato: altrettanto non si può invece dire dell'offerta, ossia della disponibilità di progetti che siano già cantierabili o che possano acquisire tale status in tempi ragionevolmente brevi, in particolar modo per quanto riguarda il settore dell'eolico.
Una dimostrazione chiarissima della scarsità di progetti disponibili arriva dall'esito delle prime aste del
DM FER: se la prima asta (ottobre 2019) ha visto uno scarso livello di competizione – a fronte di 500 MW disponibili si sono iscritti progetti per una capacità complessiva di 591 MW (quando invece la precedente asta, nel novembre 2016, registrava quasi 2.000 MW di iscrizioni a fronte di 800 MW disponibili), la seconda asta (febbraio 2020) ha visto appena 425 MW di iscrizioni, non riuscendo così ad assegnare integralmente il contingente previsto di 500 MW. Non stupisce pertanto se i primi rumours riguardanti l'esito della terza asta (giugno 2020) parlano di un livello di partecipazione pari a circa la metà del contingente di incentivazione disponibile (775 MW). Tale situazione di undersubscription non sembra destinata a mutare nelle prossime 4 aste, in cui peraltro i contingenti saranno progressivamente crescenti: la stessa Elemens, in un proprio report di Aprile 2020 destinato ai propri clienti, scriveva che solo un inusitato livello di rilascio di nuove autorizzazioni potrebbe consentire il raggiungimento di un livello minimo di competizione nelle aste a venire.
La situazione creatasi, per quanto di interesse nell'ottica della scrittura di questo parere, sembra pertanto poter sortire una serie di conseguenze:
L'inedita attenzione rivolta da investitori di varia natura (utility, major oil&gas, finanza internazionale, etc.) verso le rinnovabili in Italia ha già avuto, come risvolto operativo, il proliferare di accordi di sviluppo.
Come ricordato nel paragrafo 2, Elemens – nell'ambito delle proprie continue ricognizioni di mercato – nelle settimane passate ha effettuato una serie di conversazioni con almeno 20 operatori (sia investitori, sia sviluppatori), volte specificatamente a individuare le condizioni a cui tali accordi vengono tipicamente conclusi.
Emerge un quadro estremamente eterogeneo, come facilmente immaginabile viste le premesse già elencate nel paragrafo 2. In termini generali, si può affermare che i principali elementi che distinguono i vari accordi di sviluppo – e con essi determinano il differente pricing correlato – siano i seguenti:
riflette sulle dinamiche di prezzo.
Nell'impossibilità di poter descrivere diffusamente ogni formula oggi adottata dal mercato, nel seguito del paragrafo si descriveranno alcune classiche formule di accordo tra sviluppatore e investitore, avendo cura di indicare – pur ricordando le premesse riportate nel paragrafo 2 relative alla difficolta di standardizzare il valore di tali accordi – in ciascun caso i corrispettivi economici tipicamente previsti, per come raccolti nella nostra ricognizione.
Una prima formula frequentemente utilizzata dagli operatori di mercato prevede l'acquisto delle quote di una SPV contenente un progetto di impianto a fonte rinnovabile al momento dell'ottenimento di una tariffa GSE o, comunque, di un elemento di stabilità nei ricavi (come la stipula di un PPA di lungo termine): essendo il possesso di una AU uno dei principali requisiti per la partecipazione all'asta (e dunque per l'ottenimento della tariffa GSE), è pacifico che l'acquisto di un progetto con tariffa GSE preveda che il progetto sia già stato regolarmente autorizzato. In tali casi i rischi per l'investitore sono di fatto ridotti alla sola operatività dell'impianto, non sussistendo alcun rischio di sviluppo o di natura amministrativa (l'impianto è già autorizzato), di mercato (la remunerazione è fissata per 20 anni) o di controparte (non si ricordano – al netto di casi di irregolarità riscontrate – casi in cui il GSE si sia mostrato insolvente). A ciò si aggiunga che – come ricordato nel capitolo 3 – il numero di progetti che raggiungono tale status è ad oggi molto limitato, circostanza questa che innesca una competizione molto serrata su dette iniziative.
Non stupisce pertanto che il valore che attualmente il mercato riconosce ai progetti in questa fase sia piuttosto elevato: dalle nostre indagini, risulta che gli impianti eolici vincitori delle prime 2 aste del
DM FER abbiamo una valutazione che parte dai 170.000 €/MW per giungere fino a 230.000 €/MW (la presenza del range dipende evidentemente dalla redditività attesa dal progetto, dove i progetti con un maggior livello di ventosità o un livello di tariffa aggiudicata in asta più elevato tendono verso il limite superiore). Non è invece possibile fornire una stima statisticamente significativa del valore di progetti autorizzati – siano essi eolici o fotovoltaici – che abbiano ottenuto la stabilizzazione dei propri ricavi mediante la stipula di un PPA, mancando invero casi di mercato cui far riferimento (ad oggi, risultano solo 4 PPA attivi in Italia, di cui solo uno di durata superiore ai 7 anni).
Una seconda formula, anch'essa molto frequente, prevede l'acquisto dei progetti una volta ottenuta l'autorizzazione (dunque, prima della partecipazione in asta o della stipula di un PPA). In tal caso, il grado di rischio sostenuto dall'investitore è più elevato, dal momento che si aggiunge un livello di incertezza relativo ai ricavi unitari dell'impianto. Tuttavia la circostanza, ormai chiara al mercato, che le prossime aste saranno con ogni probabilità sotto-partecipate rispetto al contingente di incentivazione disponibile (rendendo di fatto certo l'accesso alle tariffe per i partecipanti e riducendo il livello di competizione sulle stesse tariffe), fa sì che il mercato prezzi tale rischio solo marginalmente, almeno nel caso degli impianti eolici che potranno essere eleggibili per le aste: pertanto, le valutazioni di progetti eolici autorizzati (che ovviamente non riscontrino particolari criticità di natura tecnica) si avvicinano a quelle dei progetti che abbiano già ottenuto la tariffa, assestandosi – secondo la nostra esperienza – in un range compreso tra 140.000 €/MW e 200.000 €/MW (nuovamente, a seconda delle caratteristiche tecniche dei progetti).
Diverso è invece il caso degli impianti fotovoltaici in area agricola (che costituiscono circa l'85% dell'attuale pipeline di sviluppo dell'intero fotovoltaico), che a differenza degli impianti eolici (e del fotovoltaico in area industriale), non possono partecipare alle aste del GSE. In tali casi le prospettive di remunerazione sono interamente legate al volatile andamento del mercato elettrico o alla prospettiva di poter fissare il prezzo con un soggetto privato (trader o consumatore finale) mediante la stipula di un PPA, circostanza questa che fa sì che l'elemento "rischio di mercato" debba essere, almeno in linea teorica, considerato appieno nelle valutazioni degli investitori. Cionondimeno, le nostre ricognizioni indicano che il valore attribuito ai progetti fotovoltaici in area agricola, pur più basso, non si distanzi troppo da quello degli impianti eolici, rientrando in un range incluso tra 100.000 €/MW e 150.000 €/MW. Se da un lato ciò stupisce (ipotizzando ipotesi bilanciate sui futuri prezzi dell'energia, con questi costi di acquisto tali progetti sembrano poter ottenere un IRR unlevered
inferiore al 6% - valore inferiore rispetto alla remunerazione di molti impianti eolici, che pure non sono esposte al rischio mercato), d'altra parte tale circostanza, meglio di ogni altra, rivela l'attuale momento di mercato: un fortissimo appetito degli investitori, rassicurato anche dalla narrazione sulla sostenibilità delle soluzioni in market parity, unito a una scarsa disponibilità di autorizzazioni, che fa in modo che il progetto autorizzato diventi la risorsa scarsa del mercato, spingendo verso l'alto le valutazioni.
Una terza formula, diametralmente opposta rispetto alle due precedentemente citate, prevede l'ingresso dell'investitore all'interno della SPV che contiene il progetto eolico in una fase iniziale di sviluppo, ad esempio a seguito dell'istanza di Autorizzazione Unica. In tale caso, i rischi in capo all'investitore aumentano, essendo il rilascio stesso dell'Autorizzazione incerto – aumentano inoltre anche le attività e i costi di cui l'investitore dovrà farsi carico prima che l'Autorizzazione venga ottenuta. Non stupisce pertanto se le valutazioni dei progetti in tale fase, almeno nel caso dell'eolico, siano significativamente più basse rispetto a quanto visto in precedenza, con valori inclusi in un range tra 15.000 €/MW e 30.000 €/MW. Invero, tale modello è assai poco diffuso (circostanza questa che rende minore la significatività statistica del valore precedentemente espresso): da un lato l'investitore si troverebbe a dover gestire una serie di attività che, almeno nel caso di soggetti finanziari, non sono tipiche del suo core business (nel caso di soggetti industriali, potrebbe invece sollevare alcune perplessità il subentro in corsa in un progetto predisposto da un soggetto terzo); dall'altro lo sviluppatore, pur liberandosi immediatamente di qualsiasi forma di rischio con la cessione della SPV, si troverebbe ad accettare una remunerazione ben inferiore a quella che otterrebbe con le altre formule citate.
Ben più diffusa è pertanto un'altra tipologia di formula, che prevede tipicamente una collaborazione più ampia tra investitore e sviluppatore, al punto di essere talora definita con la formula di co-sviluppo. Se nei modelli precedenti il rischio dell'attività di sviluppo era rispettivamente concentrato sullo sviluppatore (prima e seconda formula) o sull'investitore (terza formula), in questo caso il rapporto di rischio tra i vari soggetti coinvolti può assumere modalità maggiormente bilanciate, che variano in funzione degli accordi tra le parti. Una tipica modalità di collaborazione tra investitori e sviluppatori può prevedere che l'investitore, una volta individuato uno sviluppatore e definiti alcuni criteri relativi alle iniziative di interesse, si impegni a versare una serie di fee al raggiungimento di ciascuna milestone del progetto. A titolo esemplificativo, una possibile struttura di fee pagate dell'investitore allo sviluppatore può essere la seguente: pagamento della prima fee all'accettazione del preventivo di
connessione di rete; pagamento della seconda fee al momento dell'istanza di autorizzazione; pagamento della terza al momento della prima Conferenza dei Servizi; eventuale pagamento della quarta fee all'ottenimento di parere positivo sulla Valutazione di Impatto Ambientale; eventuale pagamento della quinta ed ultima fee all'ottenimento dell'Autorizzazione. Tale struttura di corrispettivi ha naturalmente solo carattere esemplificativo, essendo possibile la previsione di un numero maggiore o inferiore di milestone. In ogni caso è pacifico che la presenza di una serie di pagamenti intermedi può consentire una diversa distribuzione del rischio tra le controparti rispetto alle soluzioni viste in precedenza, specie in presenza della possibilità di rimborso di almeno parte delle fee già pagate in caso di mancato ottenimento dell'Autorizzazione Unica.
Un simile approccio è molto comune nel settore fotovoltaico, data la presenza di numerosi investitori finanziari (privi dell'expertise per poter gestire internamente un processo di sviluppo) e, al tempo, vista l'esistenza di figure specializzate nello sviluppo, spesso attive a livello locale e prive della necessaria solidità finanziarie per poter affrontare in autonomia l'intero percorso autorizzativo e i costi che ne derivano. Sommando la varie fee previste in questo genere di accordi, il costo complessivo sostenuto da un investitore è generalmente racchiuso in un range che, per il fotovoltaico, è compreso tra 40.000 €/MW e 75.000 €/MW, con l'ultima fee (pagata al momento del rilascio del titolo autorizzativo) che frequentemente pesa per oltre il 50% del valore complessivo: tuttavia, declinazioni degli accordi che prevedano un maggior livello di rischio a carico dello sviluppatore (ad esempio prevedendo che l'ultima fee pesi per oltre l'80% del totale, o prevedendo che le fee intermedie debbano essere rimborsate dallo sviluppatore in caso di mancato ottenimento dell'autorizzazione) possono portare a valorizzazione su livelli ancora superiori.
Nel settore eolico, data la differente struttura del mercato, in cui sono presenti molti investitori di natura industriale in possesso delle competenze per gestire integralmente il processo di sviluppo, tali ultime formule sembrano essere meno diffuse e pertanto appare più complesso fornire una stima accurata delle valorizzazioni medie. Ciò nonostante, tali accordi risultano applicati anche nell'eolico: in questi casi, la tendenza del mercato è quella di ipotizzare, per lo meno per i processi autorizzativi che si prevede di concludere in tempi ragionevolmente brevi (non oltre i 3-4 anni), la possibilità di accesso ad una remunerazione regolata (aste): come già descritto nel paragrafo 3, l'ipotesi di estensione delle aste oltre l'orizzonte del 2021 non appare irragionevole tenuto conto dell'esito delle prime procedure del DM FER, degli sfidanti obiettivi al 2030 previsti per l'eolico e degli orientamenti
in proposito già espressi dal PNIEC e da ARERA. Tale circostanza può pertanto introdurre un elemento di maggiorazione del prezzo del caso eolico rispetto a quello del fotovoltaico (tipicamente non ammesso in asta), come già riscontrato nei modelli precedenti.
Al fine di poter procedere alla redazione del presente parere, Elemens ha avuto modo di visionare una bozza dell'accordo tra Fri-el e Alerion.
Per sommi capi, gli elementi principali dell'accordo sono quelli di seguito riportati:
L'accordo tra Fri-el e Alerion sembra pertanto prevedere una ripartizione di rischio quasi interamente sbilanciata sullo sviluppatore (Fri-el): infatti, al netto della trascurabile fee iniziale di 5.000 €/MW, in caso di mancato successo dell'iniziativa di sviluppo da parte di Fri-el non vi sarà nessun obbligo – e dunque nessun esborso – da parte dell'investitore (Alerion). La previsione della possibilità offerta ad Alerion di rinunciare all'acquisto dei progetti anche a seguito dell'esercizio dell'opzione (ma prima del raggiungimento dello status di cantierabilità) libera inoltre Alerion da ulteriori rischi, quale quelli connessi a un cambio di scenario di mercato o di regolazione tale da pregiudicare la reddittività delle iniziative proposte da Fri-el.
A titolo esemplificativo, qualora il meccanismo delle aste non dovesse essere esteso oltre il 2021 – a dispetto delle aspettative degli operatori – e non dovesse essersi nel frattempo sviluppato in modo soddisfacente il mercato dei PPA, Alerion sarà liberà di non perfezionare l'acquisto dei progetti.
Si è già detto nel paragrafo precedente di come, per l'enorme varietà delle formule presenti, sia difficile inquadrare perfettamente e inequivocabilmente ciascun accordo all'interno di un preciso modello di sviluppo: l'accordo tra Fri-el e Alerion non sfugge a tale regola.
Dovendo tuttavia valutare l'elemento centrale di questo tipo di accordi, ossia la ripartizione di rischio tra sviluppatore e investitore, ricordando che nel caso in oggetto il rischio pare completamente sbilanciato verso lo sviluppatore Fri-el (il riferimento va al diritto di rinuncia al progetto con ristoro di gran parte dei corrispettivi già pagati in capo ad Alerion e alla struttura delle fee, quasi interamente concentrate al momento dell'ottenimento dell'autorizzazione), il modello che probabilmente contiene il maggior grado di rassomiglianza con l'accordo Fri-el – Alerion è quello che prevede l'acquisto di un progetto eolico già autorizzato.
Al riguardo, si è detto di come recenti transazioni relative a progetti eolici autorizzati abbiano raggiunto valori anche superiori a 200.000 €/MW (per tacere delle transazioni sui progetti fotovoltaici già autorizzati, ben superiori a 100.000 €/MW pur in assenza di una remunerazione regolata): tali prezzi portano ad una prima impressione di congruità dei numeri dell'accordo in oggetto.
È pur vero che tali valori sono figli dell'attuale fase di mercato, caratterizzata da un fortissimo appetito dagli investitori, e dal contesto regolatorio, che per l'eolico prevede un sistema di aste peraltro con limitato livello di competizione interna. Tuttavia, al momento non si scorgono segnali secondo cui l'interesse degli investitori debba scemare negli anni a venire (al contrario, la tensione sulla crescita
della produzione rinnovabile è destinata ad aumentare, almeno tenendo conto degli obiettivi vincolanti fissati dall'Unione Europea), né pare improbabile che l'attuale sistema di aste venga prorogato oltre il 2021. Al tempo, ove ciò non dovesse accadere, Alerion potrà comunque valutare se non rinunciare all'iniziativa.
In tal senso, il fatto che i valori dell'accordo in oggetto si collochino mediamente al di sotto del range precedentemente indicato (o per lo meno dei sui limiti superiori) sembra appunto riflettere il "fattore tempo", ovvero la circostanza che i progetti non siano immediatamente cantierabili: per quanto non si possa escludere che, al momento della cantierabilità, le iniziative di Fri-el oggetto di quest'accordo potranno raggiungere un valore di mercato simile a quello attuale, tale scelta appare ragionevole, confermando le prime impressioni di congruità.
Il raffronto con l'acquisto di un progetto eolico già autorizzato appare certamente più pertinente rispetto a quello con gli accordi di co-sviluppo presenti soprattutto nel fotovoltaico: in tale ultimo caso, infatti, non solo si è in presenza di una fonte differente (con un grado di rischio superiore per via dell'assenza di meccanismi di remunerazione regolata) e di attese di remunerazione più basse (tipicamente con IRR unlevered target al di sotto del 6%), ma anche di una struttura di mercato distinta (dove gli sviluppatori hanno per lo più natura locale) che incide anche sulla ripartizione del rischio (meno sbilanciato sullo sviluppatore). Se da un lato ciò rende difficile un raffronto puntuale con il nostro caso, dall'altro la circostanza che, come visto nel capitolo precedente, pur in presenza di una serie di condizioni decisamente meno favorevoli per l'investitore il valore dei progetti possa raggiungere e superare i 70.000 €/MW, appare un'ulteriore conferma della congruità del pricing dell'accordo tra Fri-el e Alerion.
Tenuto conto di tutto quanto sopra, nonchè dello standing dello sviluppatore (uno dei primi tre player nel settore eolico in Italia), sembrano numerosi gli elementi a suffragio della ragionevolezza dell'accordo in oggetto, che pertanto ci appare congruo rispetto gli standard di questa fase di mercato.
Tommaso Barbetti (partner di Elemens)
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