In un paper, l’Oxford Institute for Energy Studies considera un progetto da 1 GW che utilizza l’energia solare per esportare idrogeno sotto forma di ammoniaca verde
Si prevede che l’idrogeno verde richiederà il sostegno del governo per i prossimi 15-20 anni e che i progetti di esportazione dovranno competere, in gran parte sul prezzo consegnato, per soddisfare la domanda creata dai programmi governativi di importazione. Un efficiente finanziamento del progetto, sia debito che capitale, può svolgere un ruolo importante nel ridurre al minimo i costi.
In un paper, l’Oxford Institute for Energy Studies considera un progetto Archetype da 1 GW che utilizza l’energia solare per esportare idrogeno verde sotto forma di ammoniaca verde, e considera le questioni chiave che influiranno sulla sua capacità di attrarre debito a basso costo.
I finanziatori esamineranno i precedenti e, mentre l’ammoniaca apparentemente verde ha molto in comune con il GNL, dal punto di vista economico il modello migliore da seguire è l’eolico offshore: il requisito del sostegno del governo, l’aspettativa che i progetti futuri offriranno un costo livellato inferiore dell’idrogeno (LCOH) ed è più probabile che i prezzi contrattuali siano fissi, piuttosto che indicizzati ai combustibili fossili.
L’INDUSTRIA NASCENTE DELL’IDROGENO VERDE
L’idrogeno verde è un’industria nascente che utilizza tecnologie emergenti che, per soddisfare il programma dell’AIE delle zero emissioni nette, dovranno crescere da quasi nessuna produzione attuale a 9-14 mtpa nel 2030 e fino a 300 mtpa entro il 2050. Per raggiungere questi livelli, si stima che il fabbisogno di capitale cumulativo per la produzione di idrogeno verde raggiunga i 300 miliardi di dollari entro il 2030, salendo a 2.500 miliardi di dollari entro il 2050.
Attualmente esiste un “divario economico” tra il costo di produzione dell’idrogeno verde e il prezzo delle alternative ai combustibili fossili in tutti i casi di utilizzo finale. Tuttavia, si prevede che il costo della produzione di idrogeno diminuirà man mano che l’industria si espanderà e che, sulla base dei tempi raggiunti dall’eolico offshore, permetterà all’idrogeno verde di diventare progressivamente competitivo nei suoi diversi casi di utilizzo finale nel corso degli anni 2030-40. Tutti i progetti di questo decennio e la maggior parte del prossimo richiederanno il sostegno del governo per poter attrarre investimenti.
LA FINANZA È IMPORTANTE PER LA COMPETITIVITÀ
Affinché un progetto di idrogeno verde garantisca un prelievo a lungo termine (con il relativo sostegno del governo) in quella che probabilmente sarà un’asta competitiva globale, dovrà offrire un prezzo di consegna molto competitivo. Oltre all’elettricità a basso costo e a un basso costo del capitale, il costo del capitale (sia debito che capitale proprio) svolgerà un ruolo importante nella riduzione del costo livellato, in particolare il mantenimento di un elevato livello di debito per tutta la durata del progetto.
Per quanto riguarda i precedenti rilevanti, i finanziatori in genere guarderanno a settori analoghi. L’idrogeno verde ha molte caratteristiche in comune con il GNL: entrambi richiedono l’esportazione di un prodotto energetico/materia prima per l’industria verso un mercato remoto in un’altra giurisdizione e sono entrambi settori su larga scala, complessi e tecnicamente impegnativi che richiedono investimenti significativi sia da parte del venditore che acquirente.
Tuttavia, sono sostanzialmente diversi sotto due aspetti fondamentali: il GNL è competitivo con le alternative ai combustibili fossili – non vi è alcun “divario economico” – quindi non è richiesto alcun sostegno governativo per il GNL, mentre si prevede che l’idrogeno verde richiederà il sostegno del governo per altri due decenni; inoltre, per il GNL esiste già un mercato commerciale globale, mentre attualmente non esiste un mercato per l’idrogeno/l’ammoniaca verde e la sua evoluzione è incerta, poiché dipende in larga misura dalla politica del governo.
Un altro settore analogo è l’eolico offshore. È anche su larga scala e, sebbene più avanzata, è stata fino a poco tempo fa una tecnologia emergente. È anche economicamente simile, con una redditività economica molto limitata ma nessuna esposizione prevista ai prezzi delle materie prime e la maggior parte dei progetti richiederà il sostegno esplicito del governo per alcuni anni a venire. Tuttavia, a differenza dell’idrogeno, esiste un vasto mercato consolidato per l’elettricità e i progetti eolici offshore tendono ad essere nazionali.
Si prevede quindi che i modelli commerciali e di finanziamento per l’idrogeno verde attingano dalle parti rilevanti dell’eolico offshore e del GNL, con l’eolico offshore che per certi aspetti rappresenta il migliore precedente, data la dipendenza dal sostegno del governo ed è più una tecnologia emergente con la prospettiva di una “curva di apprendimento” continua.
I REQUISITI DEL FINANZIAMENTO AL PROGETTO
Non è possibile essere precisi su ciò che sarà richiesto, con i finanziatori fortemente incentivati a partecipare a progetti di transizione energetica e molto desiderosi di sostenere i primi finanziamenti per l’idrogeno e, di conseguenza, probabilmente più flessibili rispetto ai settori tradizionali. Tuttavia, si può essere certi che tutti i finanziatori dovranno soddisfare i rischi chiave: il supporto del governo all’acquirente, prelievo e completamento.
La questione più critica sarà la normativa di sostegno del governo del Paese importatore, che sosterrà il progetto sia in termini di creazione di un mercato per l’idrogeno verde sia di sostegno a un prezzo a lungo termine che potrebbe essere ben superiore all’alternativa del combustibile fossile. I finanziatori dovranno assicurarsi che la normativa sia solida e duratura. Per i Paesi OCSE, è improbabile che non venga offerta alcuna garanzia contrattuale diretta al progetto o ai suoi finanziatori.
Tuttavia, gli sponsor dovrebbero preferire i Paesi ospitanti che sono firmatari di trattati di investimento bilaterali o altri trattati – come la Carta europea dell’energia – poiché questi forniranno una certa protezione contro le azioni del governo ospitante che avrebbero un impatto negativo sul loro progetto.
Per sostenere il finanziamento a lungo termine, il progetto richiederà anche un accordo di prelievo a lungo termine, un GASPA (almeno 15 e preferibilmente 20 anni) con un acquirente altamente affidabile che non dia al progetto alcuna esposizione materiale al rischio di volume o di prezzo.
LE GARANZIE DI COMPLETAMENTO
Almeno fino a quando non sarà stato dimostrato un track record, le banche avranno una maggiore preoccupazione per il rischio di completamento. L’esperienza dell’eolico offshore – inizialmente anch’essa una tecnologia emergente – suggerisce che almeno alcuni finanziatori saranno disposti ad accettare il rischio di completamento se esiste un solido quadro sottostante di EPC e altri accordi di costruzione e forti impegni contrattuali da parte dell’acquirente o di terzi parti che forniscono servizi critici come spedizioni, strutture di ricezione o energia rinnovabile.
Tuttavia, un tale finanziamento senza ricorso avrebbe un certo costo in termini di tempo per essere negoziato, una leva finanziaria ridotta e un maggiore monitoraggio e controllo da parte degli istituti di credito. Come è avvenuto generalmente per i progetti GNL, si prevede che gli sponsor finanziariamente forti preferiranno fornire garanzie di completamento o posticipare il finanziamento fino a dopo il completamento.
Quali modelli commerciali sono previsti?
– Integrated Merchant, in cui tutti i beni di esportazione (elettricità, idrogeno e ammoniaca) sono di proprietà di un’unica società di progetto che vende ammoniaca verde ad un acquirente;
– Segregated Merchant, in cui la società di progetto possiede gli impianti di idrogeno e ammoniaca e vende ammoniaca verde, ma acquista elettricità rinnovabile da terzi, piuttosto che autogenerante;
– Integrated Tolling, dove la società di progetto possiede tutti gli asset di esportazione, come per il caso Integrated Merchant, ma fornisce un servizio di elaborazione ad un toller di terze parti.
Il toller è quindi responsabile di tutte le vendite e paga una quota sostanzialmente fissa per il servizio. Può richiedere alla società di progetto di produrre ammoniaca verde, ma avrà anche la possibilità di richiederle di produrre idrogeno domestico o elettricità in tempi di prezzi elevati.
I modelli riflettono quelli utilizzati nell’industria del GNL. Il modello Tolling, in particolare, potrebbe consentire ad un trader di massimizzare il valore dell’opzione del progetto. Fatti salvi i termini del PPA che rispecchiano il GASPA nel caso di un modello di commerciante segregato e i termini del contratto in conto lavorazione che non espongono il progetto al rischio di volume o di prezzo, ciascuno dei modelli dovrebbe essere finanziabile.
CONDIZIONI DI FINANZIAMENTO
Il paper dell’OIES esamina un progetto Archetype, utilizzando 1 GW di generazione solare per produrre 250 ktpa di ammoniaca verde da vendere a un prezzo fisso di 770 dollari/tonnellata (quanto basta per soddisfare il presunto costo del capitale). Ciò si confronta con un prezzo medio di 5 anni di poco superiore a 600 dollari/tonnellata ma superiore a 1.300 d/t al momento della stesura. Supponendo un contratto di prelievo di 20 anni e un prestito di 15 anni (con un periodo di costruzione di 3 anni), il progetto Archetype può sostenere un DER di circa il 65%.
Per i primi progetti e soprattutto se non erano disponibili garanzie di completamento, il DER potrebbe essere più vicino al 60%. Tuttavia, i DER raggiunti dai progetti dovrebbero aumentare nel tempo, man mano che si acquisisce maggiore esperienza con la tecnologia e i finanziatori possono accettare prestiti a più lungo termine. Nel caso in cui il prezzo fosse indicizzato al petrolio o al gas, ad esempio, il DER verrebbe ridotto a circa il 40%.
IL TARGET DEI FINANZIATORI
Il fabbisogno di debito per il progetto Archetype – circa 1.500 milioni di dollari – dovrebbe rientrare ampiamente nella capacità del mercato delle banche commerciali, a condizione che si trovi in un Paese ricco. Tuttavia, la priorità dovrebbe essere data ai finanziatori agevolati come JBIC, EIB o KfW, nella misura in cui sono disposti ad offrire condizioni migliori sia sulla durata del prestito che sul margine. Anche le agenzie di credito all’esportazione (ECA) dovrebbero essere prese in considerazione per massimizzare la durata del prestito nella misura in cui non richiede distorcere l’approvvigionamento preferito.
In caso contrario, si potrebbe pensare che il mercato obbligazionario crei concorrenza all’inizio o rifinanzi le banche dopo il completamento. Se il progetto Archetype dovesse essere localizzato in un Paese meno sviluppato, dove le banche commerciali fossero preoccupate per il rischio politico, la priorità iniziale dovrebbe essere data alle ECA, ai finanziatori concessionari e, potenzialmente, alle banche multilaterali di sviluppo per garantire i finanziamenti.
LE PREVISIONI SUL COMMERCIO DELL’IDROGENO VERDE
Le conclusioni a cui giunge l’OIES si applicano ai progetti di finanziamento all’inizio dello sviluppo dell’industria dell’idrogeno verde e sicuramente in futuro cambieranno, man mano che l’industria maturerà.
Sulla base dell’esperienza del settore eolico offshore, i finanziatori probabilmente cambieranno disposti ad accettare il rischio di completamento, laddove la tecnologia sia ragionevolmente stabilita – come si può probabilmente sostenere per l’ammoniaca verde – e se esiste una solida strategia contrattuale. Le tecnologie meno mature, come l’idrogeno liquido, dovrebbero dimostrare un track record positivo di costruzione e funzionamento, prima che i finanziatori accettino l’esposizione pre-completamento. Tuttavia, questo problema potrebbe essere risolto in meno di cinque anni.
Poiché la curva di apprendimento riduce i costi di capitale, la necessità di sostegno del governo si ridurrà e alla fine non sarà più necessaria. Per l’eolico offshore, sono serviti circa 15 anni prima che emergesse il primo progetto a sovvenzione zero. Mentre alcuni casi di utilizzo finale potrebbero raggiungere il pareggio prima, è ragionevole prevedere che ci vorranno 15-25 anni prima che i nuovi progetti di idrogeno verde non richiedano più il sostegno del governo.
I contratti a lungo termine, a prezzo fisso e sostenuti dal governo forniscono una solida base per il finanziamento e si sono dimostrati molto efficaci nell’attrarre capitali nel settore emergente dell’eolico offshore. Man mano che tale supporto verrà rimosso, gli investitori dovranno accettare il rischio di prezzo per un mercato emergente dell’idrogeno verde. Ciò porterebbe a DER più bassi e potrebbe rallentare gli investimenti fino a quando non emergeranno contratti commerciali a lungo termine o un mercato dei futures a lungo termine.
Si prevede che l’idrogeno verde, alla fine, diventerà un prodotto commerciale globale. Tuttavia, dal suo primo commercio, nel 1969, il GNL ha impiegato oltre 50 anni per passare da un commercio puramente bilaterale al mercato ampiamente scambiato, ma non ancora completamente mercificato, com’è ora.
Fino ad oggi non è stato chiuso nessun finanziamento di GNL che non fosse sostenuto da contratti di prelievo a lungo termine. Si prevede che ci sarà un mercato globale dell’idrogeno verde commercializzato non prima del 2040, anche se i mercati regionali potrebbero svilupparsi prima negli Stati Uniti o nell’Europa nordoccidentale.