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decreto «spalma-incentivi

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LA MITIGAZIONE DEGLI EFFETTI DERIVANTI DALLE
VARIAZIONI NORMATIVE NEL FOTOVOLTAICO
(DECRETO «SPALMA‐INCENTIVI») – OTTIMIZZAZIONE
DELLE PERFORMANCE TECNICO‐ECONOMICHE
Introduzione
Il mercato del fotovoltaico in Italia conta oggi su una potenza totale installata di circa 18 GWp, di cui
quasi 15 GWp entrati in esercizio negli ultimi 3 anni. Tale crescita ha fatto sì che il fotovoltaico italiano
attragga oggi un numero sempre crescente di investitori, istituti finanziatori ed operatori di settore
locali ed esteri.
Il settore delle energie rinnovabili (FER) «elettriche» in Italia è, dal 2011, oggetto di grande attenzione
a causa dei rilevanti costi di incentivazione (con particolare riferimento al Fotovoltaico) ed è, sovente,
oggetto di progetti di misure normative con impatti potenzialmente disastrosi non solo
sull’appetibilità di nuove iniziative ma ‐ addirittura ‐ sulle performance finanziarie degli impianti già in
esercizio.
Questi reiterati attacchi al settore, unitamente alla naturale ricerca di un sempre migliore margine,
stanno spingendo i proprietari a cercare di ottimizzare le prestazioni dei propri impianti, mediante
l’attuazione di interventi tecnici, contrattuali e organizzativi.
Il presente documento analizza i principali effetti che avrebbero gli interventi di ottimizzazione
proposti sui principali parametri economico‐finanziari, analizzando anche l’azione mitigante di tali
interventi, sugli effetti generati dall’introduzione di nuovi provvedimenti e decreti (con particolare
riferimento allo “Spalma‐incentivi”).
2
Il Decreto «Spalma‐incentivi»
Il decreto (decreto legge 24 giugno 2014, n. 91) che contiene il pacchetto di misure, tra le quali lo «Spalma‐
Incentivi», è stato convertito in legge (L.116/2014) in data 8/08/2014.
Il provvedimento, in vigore da 21/08/2014, prevede una rimodulazione degli incentivi riconosciuti agli impianti
fotovoltaici ai sensi dei vari decreti “Conto Energia”. La rimodulazione, che interessa gli impianti di potenza
maggiore di 200 kWp, avverrà secondo una delle seguenti opzioni, da comunicare al GSE entro il 30 Novembre
2014:
a) allungamento del periodo di incentivazione, a partire dal 1°gennaio 2015, fino a 24 anni, “spalmando”
quindi i ricavi da tariffa incentivante su un periodo di tempo più lungo, senza riconoscere al proprietario
degli impianti alcun tasso di interesse aggiuntivo (da qui il nome “Spalma‐incentivi»).
b) fermo restando il periodo di erogazione ventennale, rimodulazione delle tariffe prevedendo un primo
periodo di fruizione di un incentivo ridotto rispetto all'attuale e un secondo periodo di fruizione di
un incentivo incrementato in ugual misura, secondo modalità ancora da stabilire con Decreto del
MISE da emanare entro l’1/10/2014;
c) Mantenimento del periodo di erogazione ventennale della tariffa, con decurtazione della tariffa stessa
delle seguenti quote percentuali:
• 6% per gli impianti da 200 kW a 500 kW;
• 7% per gli impianti da 500 kW a 900 kW;
• 8% per gli impianti oltre 900 kW.
Sulla base delle assunzioni riportate nell’Appendice, sono state effettuate le simulazioni, con l’obiettivo di
evidenziare le differenze tra il caso «senza» (“Caso 0”) e «con» Spalma‐incentivi nella prima opzione:
allungamento del periodo di incentivazione a 24 anni (opzione «a» di cui sopra).
3
Sintesi degli effetti dello «Spalma‐incentivi»
DSCR:
Riduzione di 0,2‐0,4 punti di DSCR (medio) per gli impianti entrati in esercizio nel 2010‐2011 e 2012‐2013. Come è
plausibile, più gli impianti sono di recente installazione, maggiore è l’effetto sul DSCR medio calcolato dal primo
anno di esercizio. Tale riduzione risulta meno evidente se si fa riferimento al DSCR medio calcolato a partire dal
2014 fino alla fine del periodo di finanziamento.
Il DSCR annuale è soggetto a una variazione negativa, a valle del 2014, di 0,25‐0,50 punti per effetto dello Spalma‐
incentivi. Tale variazione è tanto più accentuata quanto più il rapporto Capex/Ricavi è alto. A conferma di ciò, si
evidenzia l’andamento al di sotto del valore DSCR =1 per i progetti del 2010, caratterizzati da un rapporto
Capex/Ricavi più penalizzante.
TIR (valutato dal primo anno di esercizio degli impianti):
Si osservano variazioni negative pari a:
• 2‐3 punti percentuali di TIR di progetto;
• 1‐2 punti percentuali di TIR di progetto al netto delle tasse;
• 3‐6 punti percentuali di TIR dell’Equity al netto delle tasse e debito.
Gli effetti sono tanto più accentuati quanto più recente è la data di entrata in esercizio degli impianti e,
conseguentemente, più bassa la tariffa ottenuta, assumendo un decremento annuale dei Capex percentualmente
meno significativo rispetto a quello delle tariffe incentivanti.
La scelta dell’opzione «c» prevista dal Decreto (decurtazione della tariffa con mantenimento del periodo di
incentivazione ventennale), risulta generalmente migliorativa rispetto all’opzione «a», per gli impianti di potenza
inferiore ai 900 kW, con miglioramenti del DSCR dell’ordine di 0,1‐0,2 punti e del TIR di progetto di 1‐2 punti
percentuali. Per gli impianti sopra i 900 kW è necessario effettuare le valutazioni caso per caso.
4
Effetti del Decreto “Spalma‐incentivi” Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul TIR dell’Equity (al netto di tasse e debito)
70,0%
60,0%
Capex (€/kWp)
50,0%
TIR dell'Equity
3000
40,0%
1850
1300
30,0%
Con
Spalma
Incentivi
1100
3000 "Caso0"
1850 "Caso0"
20,0%
1300 "Caso0"
9,9%
1100 "Caso0"
10,0%
0,0%
‐10,0%
0,300
0,250
0,200
0,150
2010
2011
0,220 2012
2013
Tariffa incentivante (€/kWh) - anno di entrata in esercizio
Il grafico evidenzia come in corrispondenza di un determinato valore di Capex, di Tariffa Incentivante ottenuta e di entrata in esercizio, si ottengano valori di
TIR dell’Equity significativamente diversi tra loro, a seconda che si considerino gli effetti del Decreto Spalma‐Incentivi (linee continue) o meno (linee
tratteggiate).
A titolo di esempio, per una migliore chiave di lettura del grafico, si riporta il caso di un impianto a cui è stata riconosciuta una tariffa pari a 0,220 €/kWh, con
Capex pari a 2.000 €/kWp (vedi linea blu). Il TIR ottenuto, considerando gli effetti dello Spalma‐Incentivi, è pari al 9,9%, circa 4 punti percentuali inferiore al
corrispondente TIR ottenuto senza considerare gli effetti del Decreto.
5
Senza
Spalma
Incentivi
Effetti del Decreto “Spalma‐incentivi” DSCR
Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul DSCR medio al 2014
3,40
3,20
3,00
2,80
2,60
2,40
2,20
2,00
1,80
1,60
1,40
1,20
1,00
0,80
0,60
0,40
Capex (€/kWp)
3000
1850
1300
1100
1,12
3000 "Caso0"
1850 "Caso0"
1300 "Caso0"
1100 "Caso0"
0,300
0,250
2010
2011
0,220
0,200
0,150
2012
2013
Tariffa incentivante (€/kWh) ‐ anno di entrata in esercizio Come nel grafico relativo al TIR, si evidenziano gli effetti del Decreto Spalma‐Incentivi sul DSCR medio calcolato dal 2014 alla fine del periodo di
finanziamento.
Il DSCR ottenuto per l’impianto oggetto dell’esempio (tariffa pari a 0,220 €/kWh, Capex pari a 2.000 €/kWp), considerando gli effetti dello Spalma‐
Incentivi, è pari a 1,12, valore generalmente considerato al di sotto della soglia di accettabilità.
6
Con
Spalma
Incentivi
Senza
Spalma
Incentivi
Effetti del Decreto “Spalma‐incentivi” Andamento DSCR durante il periodo di finanziamento
2,50
DSCR annuale
2,00
Tariffa
Incentivante
(€/kWh)
Capex
(€/kWp)
1,50
3000 0,300
1,00
1850 0,250
1300 0,200
0,50
1100 0,150
0,00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
Anni di esercizio / finanziamento
Nel grafico sopra riportato, in cui si simula l’entrata in vigore dello Spalma‐Incentivi nel 2014, si evidenzia l’andamento del DSCR annuale nei 4 diversi casi
esempio che si differenziano per Capex, Tariffa Incentivante riconosciuta e anno di entrata in esercizio. Il «delta» del DSCR dovuto all’introduzione del
decreto è tanto più evidente quanto più gli impianti sono caratterizzati da un rapporto Ricavi/Capex penalizzante.
7
Il ruolo di Protos
Protos, attraverso la propria Business Unit Energy&Power, nel corso degli anni ha fornito,
principalmente agli Istituti Finanziari e agli Investitori, il supporto necessario per la valutazione dei
rischi tecnici connessi alle fasi di Sviluppo, Finanziamento, Costruzione, Avviamento, Gestione e
Dismissione di circa 2.500 impianti per una potenza totale di 4 GWp.
Il monitoraggio della fase di gestione rientra quindi tra le attività consolidate che Protos fornisce ai
propri clienti, monitorando ad oggi un portafoglio di circa 300 impianti (fotovoltaici, eolici e
biomassa/biogas) per una potenza installata di circa 1,1 GWp, maturando una significativa esperienza
in merito all’influenza dei principali parametri tecnico‐economici sulle performance degli impianti e
quindi sulla loro capacità di garantire, ed eventualmente migliorare, i margini operativi previsti da
Business Plan.
L’esperienza di monitoraggio della gestione maturata negli ultimi anni conferma che l’ottimizzazione
delle prestazioni degli impianti appare essere una delle principali strategie in mano agli investitori del
settore per incrementare il proprio margine operativo e «mitigare», per quanto possibile, gli effetti
negativi dovuti all’introduzione di decreti quali lo Spalma‐Incentivi.
8
Ottimizzazione dei margini operativi
Interventi di ottimizzazione/miglioramento delle performance:
• Per ottimizzare la produzione degli impianti FV è possibile individuare alcune linee di intervento
che, pur non modificandone l’architettura e/o la tecnologia costruttiva (le linee‐guida che
stabiliscano le modalità di esecuzione e gli interventi di «refurbishing» eseguibili ‐ mantenendo il
diritto alle incentivazioni ‐ sono in studio da parte del GSE), possono portare ad un miglioramento
del funzionamento ed ad un conseguente incremento della produzione;
• Gran parte degli impianti FV presentano buoni margini di ottimizzazione, intervenendo su:
• Installazione/miglioramento dei sistemi di monitoraggio, al fine di permettere il controllo
approfondito del funzionamento degli impianti;
• Ottimizzazione della configurazione degli inverter;
• Configurazione del software degli inseguitori solari, ove installati;
• Ottimizzazione dei programmi di manutenzione;
• Razionalizzazione dei consumi ausiliari.
9
Ottimizzazione dei margini operativi
Principali step di intervento per il miglioramento delle performance:
• Analisi DESK:
• Verifica dei progetti tecnici finalizzata ad intercettare le potenziali aree di miglioramento
(effetti della temperatura, configurazione dei dispositivi, ecc.);
• Analisi On Site:
• Verifica della corrispondenza tra il progetto e quanto effettivamente realizzato, in modo di
intercettare possibili difetti di funzionamento causati dalla mancata osservanza delle
prescrizioni di progetto;
• Analisi in sito dello stato di conservazione e di funzionamento, oltre che delle dotazioni di
dispositivi di monitoraggio ed allarme dell’impianto FV;
• Campagne di misura (parametri elettrici, termografie etc. ) finalizzata ad intercettare
eventuali malfunzionamenti o difetti dei dispositivi installati.
A partire dai dati acquisiti risulta possibile valutare la fattibilità degli interventi di miglioramento,
individuandone le priorità sulla base di un rating tecnico‐economico.
10
Ottimizzazione dei margini operativi
Riduzione costi operativi
•
•
•
Attività di manutenzione O&M: costi ed attività ottimizzati rispetto alla necessità
dell’impianto, con conseguente miglioramento della disponibilità tecnica d’impianto;
Asset Management: ottimizzare le attività gestionali della SPV, affidando l’asset
management dei propri impianti e dei relativi veicoli societari ad un unico soggetto, con
conseguente riduzione dei costi di struttura;
Possibilità di stipulare contratti O&M che prevedano bonus per over‐performance e che
non prevedano costi per l’implementazione dei sistemi che le determinano;
Previsione Benefici per miglioramento performance e riduzione costi:
• Incremento performance: +5%
• Risparmio sui costi O&M: 10.000 ‐ 15.000 Euro/anno/MWp.
11
Ottimizzazione dei margini operativi
Si riportano di seguito alcuni “Case Study” in cui si analizzano gli effetti che i miglioramenti
proposti avrebbero sui principali parametri economico‐finanziari, relativi agli investimenti
effettuati nel settore fotovoltaico dal 2010 a fine 2013.
I parametri oggetto del “Case Study” studio sono i seguenti:
•
•
•
TIR di Progetto;
TIR dell’Equity;
DSCR.
Vengono infine analizzati gli effetti dell’introduzione del Decreto «Spalma‐incentivi» nella
prima opzione di rimodulazione degli incentivi (opzione «a» ‐ allungamento del periodo
incentivante a 24 anni) evidenziando le mitigazioni che un ottimizzazione dell’impianto
avrebbe sugli effetti generati dal Decreto.
12
Ottimizzazione dei margini operativi
Effetto dell'ottimizzazione degli impianti sul TIR dell'Equity al netto di tasse e debito
80%
70%
Capex (€/kWp)
60%
3000
50%
1850
1300
TIR
40%
1100
30%
=6%
3000 "Ottimizzazione"
1850 "Ottimizzazione"
20%
1300 "Ottimizzazione"
1100 "Ottimizzazione"
10%
0%
0,300
‐10%
2010
0,250
2011
0,220
0,200
0,150
2012
2013
Tariffa incentivante (€/kWh) - anno di entrata in esercizio
Il grafico evidenzia come gli interventi di ottimizzazione proposti abbiano un impatto positivo sul TIR dell’Equity. Come nelle precedenti slide, a titolo di
esempio, si riporta il caso di un impianto a cui è stata riconosciuta una tariffa pari a 0,220 €/kWh, con Capex pari a 2.000 €/kWp (vedi linea blu continua e
tratteggiata). Il miglioramento del TIR dell’Equity è pari a circa 6 punti percentuali.
Ottimizzazione dei margini operativi
Effetto dell'ottimizzazione degli impianti sul DSCR medio al 2014
3,40
3,20
3,00
2,80
Capex (€/kWp)
DSCR
2,60
2,40
3000
2,20
1850
2,00
1300
1,80
1,60
1100
=+0,3
3000 "Ottimizzazione"
1,40
1,20
1850 "Ottimizzazione"
1,00
1300 "Ottimizzazione"
0,80
1100 "Ottimizzazione"
0,60
0,40
0,300
0,250
2010
2011
0,220
0,200
0,150
2012
2013
Tariffa incentivante (€/kWh) - anno di entrata in esercizio
Il grafico evidenzia come gli interventi di ottimizzazione proposti abbiano un impatto positivo sul DSCR. Come nelle precedenti slide, a titolo di esempio, si
riporta il caso di un impianto a cui è stata riconosciuta una tariffa pari a 0,220 €/kWh, con Capex pari a 2.000 €/kWp (vedi linea blu continua e tratteggiata). Il
miglioramento del DSCR è pari a circa 0,3 punti.
Sintesi degli effetti dell’ottimizzazione
Gli effetti positivi che interventi di ottimizzazione delle performance, unitamente ad una razionalizzazione dei
costi operativi, porterebbero sui margini operativi dei progetti, sono rappresentati tramite l’incremento atteso
dei seguenti indicatori:
DSCR:
Incremento di 0,25‐0,40 punti di DSCR (medio) al 2014.
TIR (valutato dal primo anno di esercizio degli impianti):
Si osservano variazioni positive pari a:
• 2‐4 punti percentuali di TIR di progetto
• 4‐7 punti percentuali di TIR dell’Equity al netto delle tasse e debito.
L’analisi dei parametri operativi degli impianti conferma i risultati delle simulazioni qui riportati; l’incremento
degli indici di progetto sarà direttamente proporzionale al margine di intervento per l’ottimizzazione delle
performance e della disponibilità d’impianto.
L’esperienza acquisita nel monitoraggio di impianti fotovoltaici suggerisce che una grande percentuale degli
impianti installati, siano essi di tipo industriale che adibiti ad uso terziario, presenta ampi margini di intervento
soprattutto relativamente al fine tuning (regolazione di inverter ed inseguitori solari) e all’ottimizzazione delle
attività manutentive (ordinarie e preventive).
15
Ottimizzazione dei margini operativi e mitigazione degli effetti dello «Spalma‐incentivi»
Sulla base degli elementi precedentemente illustrati, si è valutata la possibilità di sopperire alle
misure di penalizzazione introdotte dallo «Spalma‐incentivi» attraverso gli interventi di
ottimizzazione generalmente praticabili sugli impianti fotovoltaici.
16
Ottimizzazione dei margini operativi e mitigazione degli effetti dello «Spalma‐incentivi»
DSCR
Mitigazione degli effetti dello "Spalma-Incentivi" sul DSCR medio al 2014
3,20
3,00
2,80
2,60
2,40
2,20
2,00
1,80
1,60
1,40
1,20
1,00
0,80
0,60
0,40
Capex (€/kWp)
3000
1850
=+0,2
1300
1100
3000 "Mitigato"
1850 "Mitigato"
1300 "Mitigato"
1100 "Mitigato"
0,300
0,250
2010
2011
0,220
0,200
0,150
2012
2013
Tariffa incentivante (€/kWh) - anno di entrata in esercizio
Il grafico evidenzia come gli interventi di ottimizzazione proposti abbiano un impatto positivo sul DSCR, anche a valle dell’introduzione dello Spalma Incentivi.
Come nelle precedenti slide, a titolo di esempio, si riporta il caso di un impianto a cui è stata riconosciuta una tariffa pari a 0,220 €/kWh, con Capex pari a
2.000 €/kWp (vedi linea blu continua e tratteggiata). Il miglioramento del DSCR, pari a circa 0,2 punti, consente di riportare il valore del parametro di nuovo su
livelli accettabili (1,3-1,4).
17
Ottimizzazione dei margini operativi e mitigazione degli effetti dello «Spalma‐incentivi»
Mitigazione degli effetti dello "Spalma-Incentivi« sul TIR dell'Equity al netto di tasse e debito
80,0%
70,0%
60,0%
Capex (€/kWp)
TIR dell'Equity
50,0%
3000
1850
40,0%
1300
1100
30,0%
3000 "Mitigato"
=+4%
1850 "Mitigato"
20,0%
1300 "Mitigato"
1100 "Mitigato"
10,0%
0,0%
‐10,0%
0,300
0,250
0,200
0,150
2010
2011
0,2202012
2013
Tariffa incentivante (€/kWh) - anno di entrata in esercizio
Il grafico evidenzia come gli interventi di ottimizzazione proposti abbiano un impatto positivo sul TIR, anche a valle dell’introduzione dello Spalma-Incentivi.
Come nelle precedenti slide, a titolo di esempio, si riporta il caso di un impianto a cui è stata riconosciuta una tariffa pari a 0,220 €/kWh, con Capex pari a
2.000 €/kWp (vedi linea blu continua e tratteggiata). Il miglioramento del TIR dell’Equity, pari a circa 4 punti percentuali, consente di recuperare quasi
interamente il gap perso a causa dell’introduzione dello Spalma-Incentivi.
18
Ottimizzazione dei margini operativi e mitigazione degli effetti dello «Spalma‐incentivi»
• Miglioramento di circa 0,2 punti di DSCR medio calcolato al 2014. Nel caso in esame i
miglioramenti/ottimizzazioni messi in atto riportano il DSCR da valori «limite» attorno all’1,1 a
valori «accettabili» (1,3); si evidenzia, tuttavia, che il «gap» causato dallo «Spalma‐incentivi»
non viene recuperato integralmente (ad esempio: nel «Caso 0» riferito all’esempio delle slide
precedenti il DSCR era, infatti, pari a 1,37).
• TIR Equity: miglioramento, in media, di circa 4 punti percentuali. Nel caso in esame il TIR
dell’Equity passa infatti dal 10% al 14% circa. Si evidenzia che, a differenza di quanto
riscontrato per il DSCR, attraverso le ottimizzazioni prima descritte, il «gap» causato dallo
«Spalma‐incentivi» appare essere in gran parte recuperabile (ad esempio: nel «Caso 0» riferito
all’esempio delle slide precedenti il TIR era pari al 14%).
19
Conclusioni
• Lo «Spalma‐incentivi» ha effetti negativi su tutti gli indicatori finanziari:
 DSCR medio:
‐0,2/‐0,4
 DSCR annuale:
‐0,25/‐0,50
 TIR di Progetto:
‐2%/‐3%
 TIR di Progetto (netto tasse):
‐1%/‐2%
 TIR dell’Equity (netto tasse e debito): ‐3%/‐6%
 La scelta dell’opzione «c» di rimodulazione prevista dal Decreto (riduzione della tariffa e
mantenimento del periodo incentivante a venti anni) in genere porta a un miglioramento
del DSCR e del TIR di Progetto (rispetto alla prima opzione) di 0,1‐0,2 punti (per il DSCR) e
di circa 1‐2 punti percentuali (per il TIR di Progetto), per gli impianti sotto i 900 kW. È da
valutare caso per caso il miglioramento (eventuale) per gli impianti sopra i 900 kW.
• Gli interventi di ottimizzazione consentirebbero di recuperare parte delle prestazioni
finanziarie:
 DSCR:
+0,2
 TIR dell’Equity (netto tasse e debito): +4%
Gli interventi di ottimizzazione degli attuali impianti potrebbero consentire ai proprietari di
conseguire significativi miglioramenti delle prestazioni finanziarie dei propri impianti FV, con
particolare riferimento al TIR dell’Equity.
20
Appendice
Assunzioni Tecnico‐Economiche per le simulazioni
Costanti:
• Potenza impianto fotovoltaico: 1.000 kWp;
• Ore Equivalenti (Heq): 1.300 kWh/kWp;
• Opex: 68.000 €/MWp (per semplicità assunti costanti e indipendenti dall’anno di entrata in
esercizio);
• IMU: 10.000 €/kWp;
• Durata del Finanziamento: 16 anni;
• Leva Debito/Equity: 70% – 30%;
• Tasso di interesse del finanziamento: 6%;
Variabili:
• Data di Entrata in esercizio: variabile (4 casi:2010, 2011, 2012, 2013);
• Capex: variabili (in funzione dell’anno di entrata in esercizio);
• Tariffa incentivante ottenuta: variabile (in funzione dell’anno di entrata in esercizio);
21
A CURA DI:
Giorgio Saraceno
Emiliano Guerrieri
Alessandro Gervasio
Via Livenza, 3
00198 ‐ Roma
Via Vittor Pisani, 27
20124 ‐ Milano
Tel +39 06 8440891
Fax +39 06 85352269
Tel +39 02 67074380
Fax +39 0266986215
www.protos‐spa.it
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