Ottimizzazione dei margini operativi

OTTIMIZZAZIONE DELLA GESTIONE DEGLI IMPIANTI
FOTOVOLTAICI - SCENARI ECONOMICO-FINANZIARI
Premessa
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 si 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.
2
Premessa
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.
Protos ha quindi deciso di produrre questo breve memorandum.
3
Premessa
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’eventuale introduzione di nuovi provvedimenti e decreti (con
particolare riferimento allo “Spalma-incentivi”).
4
Il parco fotovoltaico italiano 1/2
A fine 2013 il parco fotovoltaico italiano incentivato conta circa 550.000 impianti per una potenza
complessiva di 17.9 GWp. Altri 600 MWp di impianti incentivati entreranno in esercizio entro la
prima metà del 2014.
Nei successivi grafici si riporta l’andamento della potenza installata dal 2008 ad oggi, annuale e
cumulata, e la ripartizione percentuale della stessa anno per anno, suddividendo gli impianti per
classi di potenza.
I grafici mostrano come la maggior parte della potenza fotovoltaica installata, circa 10,5 GWp (quasi
il 60% del totale), sia dovuta a impianti di potenza maggiore di 200 kW, la cui diffusione ha avuto
luogo principalmente nel triennio 2010-2012.
L’importanza di tale dato risiede nel fatto che proprio su questi impianti viene riversata l’attenzione
di investitori e istituti finanziatori; d’altra parte, per la loro taglia, i medesimi impianti sono
generalmente quelli interessati da progetti di decreti tipo «Spalma-incentivi» di cui si sta
recentemente molto discutendo.
5
Il parco fotovoltaico italiano 2/2
Potenza installata dal 2008 ad oggi [Solar Energy Report – Politecnico di Milano – Energy&Strategy Group]
Impianti di potenza
maggiore di 200 kWp
6
Incentivi, prezzi dell’energia e costi
[GSE, AEEG, Solar Energy Report -Politecnico di
Milano -Energy&Strategy Group]
Valore medio
tariffa erogata
annualmente
(€/kWh)
Prezzi Minimi
Garantiti
(€/MWh)
2010
0,39
87,53
3.000
2.700
78
42
2011
0,36
88,93
1.850
1.500
65
35
2012
0,29
78,30
1.300
1.100
55
25
2013
0,16
80,60
1.100
900
40
22
Anno
Prezzi Medi
Zonali
(€/MWh)
59,7
Prezzi medi chiavi in Prezzo medio servizi Prezzo medio servizi
Prezzi medi chiavi in
mano per impianti di O&M per impianti di O&M per impianti di
mano per impianti di
potenza maggiore di 1 potenza minore di 1 potenza maggiore di 1
potenza 200-1000 kWp
MWp
MWp
MWp
(€/kWp)
(€/kWp)
(€/kWp)
(€/kWp)
Osservazioni:
• Le tariffe sopra riportate comprendono sia i grandi impianti sia i piccoli impianti. Nelle successive simulazioni è stato preso a riferimento, anno per anno,
un valore della tariffa annuale erogata sufficientemente rappresentativo dei grandi impianti (potenza da 200 a 1.000 kWp);
• Trend decrescente sia dei PMG sia dei PMZ. Inoltre con la deliberazione 179/2014/R/EFR i PMG vengono equiparati ai PMZ, inficiando in modo
significativo i ricavi da vendita dell’energia;
• Il trend di abbattimento delle tariffe è maggiore rispetto al trend di abbattimento dei prezzi chiavi in mano degli impianti;
• I costi O&M, pur presentando un trend decrescente, sono caratterizzati da un minor decremento percentuale rispetto ai prezzi chiavi in mano degli
impianti.
7
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.
8
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.
9
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.
10
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.
Viene infine simulata l’introduzione del Decreto «Spalma-incentivi» cosi come è stato presentato dal
Ministero dello Sviluppo Economico, analizzando dapprima gli effetti che avrebbe sui parametri
economico-finanziari sopra descritti, e in seguito evidenziando le mitigazioni che un ottimizzazione
dell’impianto avrebbe sugli effetti generati dal Decreto.
11
Ottimizzazione dei margini operativi
Assunzioni Tecnico-Economiche
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);
Sulla base delle assunzioni sopra riportate, sono state effettuate le simulazioni con l’obiettivo di
evidenziare le differenze tra il caso senza ottimizzazione e con ottimizzazione.
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%
D=6%
3000 "Ottimizzazione"
1850 "Ottimizzazione"
20%
1300 "Ottimizzazione"
1100 "Ottimizzazione"
10%
0%
-10%
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 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.
13
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
D=+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.
14
Ottimizzazione dei margini operativi
Effetto dell’ottimizzazione degli impianti sul TIR di progetto
45,0%
Esempio:
Capex = 2.000 €/kWp
Tariffa = 0,220 €/kWh
40,0%
35,0%
Delta TIR= 3%
30,0%
3000
1850
25,0%
TIR
1300
D=3%
20,0%
1100
3000 "Ottimizzazione"
15,0%
1850 "Ottimizzazione"
1300 "Ottimizzazione"
10,0%
1100 "Ottimizzazione"
5,0%
0,0%
-5,0%
0,300
0,250
2010
2011
0,220
0,200
0,150
2012
2013
Tariffa incentivante (€/kWh) - anno di entrata in esercizio - Capex (€/kWp)
15
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).
16
Il Decreto “Spalma-incentivi”
È in fase di studio da parte del Ministero dello Sviluppo Economico un provvedimento che prevede
una rimodulazione degli incentivi riconosciuti agli impianti fotovoltaici ai sensi dei vari decreti “Conto
Energia”.
La rimodulazione avverrebbe attraverso l’allungamento del periodo di incentivazione, attualmente
fissato a 20 anni, fino a 25 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”).
Ancorché ancora in discussione, l’applicazione del provvedimento sembrerebbe essere ristretta ai soli
impianti di potenza maggiore o uguale a 200 kWp, interessando circa il 60% della potenza fotovoltaica
installata in Italia.
Sulla base delle assunzioni riportate nelle slide precedenti, già oggetto delle prime simulazioni, sono
state effettuate le simulazioni con l’obiettivo di evidenziare le differenze tra il caso «senza» (“Caso 0”)
e «con» Spalma-incentivi.
17
Effetti del Decreto “Spalma-incentivi”
Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul TIR dell’Equity (al netto di tasse e debito)
70%
60%
TIR dell’Equity
50%
Capex (€/kWp)
3000
40%
1850
1300
Con
Spalma
Incentivi
1100
30%
3000 "Caso0"
1850 "Caso0"
20%
1300 "Caso0"
9,7%
1100 "Caso0"
10%
0%
-10%
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 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 9,7%, circa 4 punti percentuali inferiore al
corrispondente TIR ottenuto senza considerare gli effetti del Decreto.
18
Senza
Spalma
Incentivi
Effetti del Decreto “Spalma-incentivi”
Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul DSCR medio al 2014
3,40
3,20
3,00
2,80
2,60
Capex (€/kWp)
DSCR
2,40
2,20
3000
2,00
1850
1300
1,80
1100
1,60
3000 "Caso0"
1,40
1850 "Caso0"
1,08 1,20
1300 "Caso0"
1,00
1100 "Caso0"
0,80
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
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 SpalmaIncentivi, è pari a 1,08, valore generalmente considerato al di sotto della soglia di accettabilità.
19
Con
Spalma
Incentivi
Senza
Spalma
Incentivi
Effetti del Decreto “Spalma-incentivi”
Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul TIR di progetto (al lordo delle tasse)
40,0%
Esempio:
Capex = 2.500 €/kWp
Tariffa = 0,270 €/kWh
35,0%
TIR di Progetto
30,0%
TIR = 11,0%
3000
25,0%
1850
20,0%
1300
1100
15,0%
3000 "Caso0"
1850 "Caso0"
10,0%
1300 "Caso0"
11,0%
1100 "Caso0"
5,0%
0,0%
0,300
-5,0%
2010
0,270
0,250
0,200
0,150
2011
2012
2013
Tariffa incentivante (€/kWh) - anno di entrata in esercizio - Capex (€/kWp)
20
Effetti del Decreto “Spalma-incentivi”
Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul TIR di progetto (al netto delle tasse)
Esempio:
Capex = 2.500 €/kWp
Tariffa = 0,270 €/kWh
25,0%
TIR = 7,0%
TIR di Progetto
20,0%
3000
15,0%
1850
1300
1100
10,0%
3000 "Caso0"
7,0%
1850 "Caso0"
1300 "Caso0"
5,0%
1100 "Caso0"
0,270
0,0%
0,300
0,250
0,200
0,150
2010
2011
2012
2013
-5,0%
Tariffa incentivante (€/kWh) - anno di entrata in esercizio - Capex (€/kWp)
21
Effetti del Decreto “Spalma-incentivi”
Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul DSCR medio
Esempio:
Capex = 2.000 €/kWp
Tariffa = 0,220 €/kWh
3,60
3,40
3,20
3,00
DSCR = 1,2
2,80
2,60
3000
2,20
1850
2,00
1300
1,80
1100
1,60
3000 "Caso0"
1,40
1850 "Caso0"
1,21,20
1300 "Caso0"
1,00
1100 "Caso0"
DSCR
2,40
0,80
0,60
0,220
0,40
0,300
0,250
0,200
0,150
2010
2011
2012
2013
Tariffa incentivante (€/kWh) - anno di entrata in esercizio - Capex (€/kWp)
22
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.
23
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 20122013. 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.
24
Ottimizzazione dei margini operativi e mitigazione degli
effetti dello «Spalma-incentivi»
Sulla base degli elementi precedentemente illustrati, si è verificata la possibilità di sopperire alle
misure di penalizzazione eventualmente introdotte dallo «Spalma-incentivi» attraverso gli
interventi di ottimizzazione generalmente praticabili sugli impianti fotovoltaici.
25
Ottimizzazione dei margini operativi e mitigazione degli
effetti dello «Spalma-incentivi»
Effetto del Decreto Spalma-incentivi sul DSCR medio al 2014
3,00
2,80
2,60
2,40
Capex (€/kWp)
2,20
3000
DSCR
2,00
1850
1,80
D=+0,2
1,60
1300
1100
1,40
1,20
3000 "mitigato"
1,00
1850 "mitigato"
0,80
1300 "mitigato"
0,60
1100 "mitigato"
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, 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 (1,2-1,3).
26
Ottimizzazione dei margini operativi e mitigazione degli
effetti dello «Spalma-incentivi»
Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul TIR dell’Equity al netto di tasse e debito
80%
70%
60%
50%
Capex (€/kWp)
40%
TIR
3000
1850
1300
1100
3000 "mitigato"
1850 "mitigato"
1300 "mitigato"
1100 "mitigato"
30%
D=+4%
20%
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, 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.
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Conclusioni
• Lo «Spalma-incentivi» avrebbe 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%
•
Gli interventi di ottimizzazione consentirebbero di recuperare parte delle prestazioni
finanziarie:
 DSCR:
+0,2
 TIR dell’Equity (netto tasse e debito): +4%
Sia che lo «Spalma-incentivi» trovi effettiva emanazione, sia che il regime incentivante
attualmente in vigore non venga modificato, alcuni 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.
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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» sotto l’1,1 a
valori «accettabili» (1,25); 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 da 9,7% a 13,7%. Si evidenzia che, a differenza di quanto riscontrato
per il DSCR, attraverso le ottimizzazioni prima descritte, il «gap» causato dallo «Spalmaincentivi» appare essere in gran parte recuperabile (ad esempio: nel «Caso 0» riferito
all’esempio delle slide precedenti il TIR era pari al 14%).
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A CURA DI:
Giorgio Saraceno
Emiliano Guerrieri
Alessandro Gervasio
Via Livenza, 3
00198 - Roma
Via Vittor Pisani, 27
20124 - Milano
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