Analisi economico-finanziaria di
un impianto fotovoltaico su tetto
nel Nord Italia
1
Bergamo, 8 Novembre 2007
FIN.OPI nel Gruppo Intesa Sanpaolo
FIN.OPI è l’investment manager & advisory firm del Gruppo Intesa
Sanpaolo specializzata nella gestione dei Fondi Chiusi nei settori delle
infrastrutture e delle public utilities
„
FIN.OPI investe direttamente o indirettamente, tramite Fondi Chiusi
specializzati, in tre settori principali di intervento: società di servizio
pubblico locale, progetti ambientali/energetici e infrastrutture gestite in
partnership pubblico-privato
„
2
Conto Energia – Generalità 1/2
ƒ Il Conto Energia (DM 19 febbraio 2007) incentiva l’installazione di impianti
fotovoltaici con un contributo in conto produzione della durata di 20 anni.
ƒ Hanno accesso all’incentivo tutti gli impianti connessi alla rete ed entrati in
esercizio che ne facciano richiesta al Gestore dei Servizi Elettrici (GSE), fino al
raggiungimento di una potenza cumulativa di 1200MWp.
ƒ Non sono necessarie richieste preventive per la realizzazione dell’impianto, ma
solo l'autorizzazione amministrativa locale (DIA).
L’iter (automatico e garantito) di accesso all'incentivo è posteriore alla
realizzazione dell'impianto.
3
Conto Energia – Generalità 2/2
ƒ In caso di vendita in rete (totale o parziale) dell’energia elettrica prodotta:
Æ Ricavi totali impianto = Incentivo Conto Energia + Ricavi da cessione energia
ƒ Possibilità di scegliere scambio sul posto* per impianti di potenza <=20kWp
In caso di autoconsumo di tutta l’energia prodotta:
Æ Ricavi totali impianto = Incentivo Conto Energia + Risparmio costo energia
*consegna in rete dell’energia in eccesso rispetto ai consumi o prelevamento dell’energia necessaria rispetto alla
produzione + conguaglio con distributore a fine anno
4
Conto Energia – Tariffe
ƒ Incentivo annuo = energia generata x tariffa incentivante (costante per 20 anni)
ƒ La tariffa incentivante riconosciuta al soggetto responsabile dell’impianto è
erogata dal GSE secondo il seguente schema:
Tariffe (€/kWh)
Potenza nominale (kWp)
1 <= P <= 3
3 < P <= 20
P > 20
Livello di integrazione architettonica
Non integrato Parzialmente integrato
Integrato
0,40
0,44
0,49
0,38
0,42
0,46
0,36
0,40
0,44
ƒ Per impianti non integrati con potenza >3kWp la tariffa è incrementata del 5% se
il proprietario dell’impianto è autoproduttore ex art. 2.2 D.Lgs. 79/99
ƒ Previsto premio per l’uso efficiente dell’energia per impianti operanti in regime di
scambio sul posto, cioè una maggiorazione della tariffa (max 30%) pari alla metà
della percentuale di riduzione (min 10%) dell’indice di prestazione energetica
dell’edificio
ƒ Tariffa di partenza ridotta per gli impianti che entreranno in esercizio
successivamente al 31/12/2008 (-2% annuo sia per il 2009 che per il 2010)
5
Impianto PV su tetto - Generalità
ƒ Fattori che determinano la produzione elettrica di un impianto PV
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
radiazione solare incidente sul sito (latitudine)
orientamento e inclinazione dei moduli
assenza/presenza di ombreggiamenti
prestazioni tecniche dei componenti
ƒ La tariffa Conto Energia premia la maggiore integrazione architettonica
Integrazione parziale
Integrazione totale
Moduli installati su tetti piani o in modo complanare alla superficie
senza
con
sostituzione dei materiali che costituiscono le superfici d’appoggio
6
Impianto PV su tetto - Simulazione finanziaria
Ipotesi tecniche
ƒ Superficie occupata: ≈10mq/kWp
ƒ Livello di integrazione architettonica: parziale
ƒ Sito di installazione: Nord Italia
Localizzazione
Nord
Centro
Sud
Producibilità media*
(kWh/kWp/anno)
1.100
1.300
1.500
* con orientamento/inclinazione ottimali e assenza di ombreggiamenti
ƒ Vita utile dell’impianto: 20 anni (decadimento efficienza 0,3%/anno –
intervento su inverter 10° anno)
7
Impianto PV su tetto - Simulazione finanziaria
Ipotesi economico-finanziarie
ƒ Costo di investimento
Æ
Potenza nominale (kWp)
Costo investimento (€/kWp)
10
6.200
100
5.700
ƒ Costo manutenzione straord. inverter (10° anno): 2% del costo investimento
ƒ Costi d’esercizio
Æ
ƒ
Manutenzione
ƒ
Assicurazione all risks (furto, danneggiamento, eventi atmosferici): 15€/kWp
ƒ Tariffa Conto Energia 2008 Æ
(costante per 20 anni)
Potenza nominale (kWp)
% del costo d'investimento
Potenza nominale (kWp)
Tariffa (€/kWh)
10
1%
10
0,42
100
0,5%
100
0,40
ƒ Prezzo cessione energia in rete 2007:
ƒ
ƒ
96,4€/MWh (scaglione 0-500MWh ex art. 5 Delibera AEEG 34/05 e succ. mod.)
indicizzazione annua (40% x tasso inflazione)
ƒ Costo medio annuo energia elettrica risparmiata: 150€/MWh
8
IPOTESI A – Potenza 10kWp
ƒ Superficie occupata: ≈100mq
ƒ Costo di investimento: 62.000€ (IVA esclusa)
ƒ Finanziamento: leasing (durata 17 anni - anticipo 10%)
ƒ Produzione energia: 11.000kWh/anno, autoconsumo totale
ƒ Regime: scambio sul posto
ƒ Tariffa: 0,42€/kWh
ƒ Pay Back Period = 13 anni
ƒ TIR Progetto = 4,4%
ƒ TIR Equity = 5,6%
CONTO ECONOMICO IMPIANTO
Risparmio costo energia
Ricavi da Conto Energia
Totale Ricavi
O&M
Assicurazioni
Totale costi d'esercizio
EBITDA ante canone leasing
margin %
Costo per canone leasing periodico
Ebitda post canone leasing
margin %
9
2008
1.683
4.620
6.303
(626)
(153)
(779)
5.524
88%
(5.033)
491
8%
IPOTESI A – Potenza 10kWp
ƒ Ricavo medio da Conto Energia ≈ 70% dei ricavi totali
ƒ Risparmio medio costo energia ≈ 30% dei ricavi totali
Risparmio costo energia
10
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
8.000
6.000
4.000
2.000
2007
€
Ricavi da Conto Energia
IPOTESI A – Potenza 10kWp
Ricavi
Costi
Ebitda
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
11
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
€
IPOTESI A – Potenza 10kWp
Flusso di cassa cumulato
Variazione disponibilità liquide
20.000
15.000
10.000
€
5.000
12
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
(5.000)
2007
-
IPOTESI B – Potenza 100kWp
ƒ Superficie occupata: ≈ 1000mq
ƒ Costo di investimento: 570.000€ (IVA esclusa)
ƒ Finanziamento: leasing (durata 18 anni - anticipo 10%)
ƒ Produzione energia: 110.000kWh/anno, cessione totale in rete
ƒ Regime: cessione in rete
ƒ Pay Back Period = 14 anni
CONTO ECONOMICO IMPIANTO
Ricavi da cessione energia
Ricavi da Conto Energia
Totale Ricavi
O&M
Assicurazioni
Totale costi d'esercizio
EBITDA ante canone leasing
ƒ TIR Progetto = 3,9%
margin %
ƒ TIR Equity = 4,3%
Costo per canone leasing periodico
Ebitda post canone leasing
margin %
13
2008
10.691
44.000
54.691
(3.140)
(1.530)
(4.670)
50.021
91%
(44.704)
5.317
10%
IPOTESI B – Potenza 100kWp
ƒ Ricavo medio da Conto Energia ≈ 80% dei ricavi totali
ƒ Ricavo medio da cessione energia ≈ 20% dei ricavi totali
Ricavi da cessione energia
Ricavi da Conto Energia
60.000
40.000
20.000
14
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
€
15
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
Costi
2020
2019
2018
Ricavi
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
€
2007
IPOTESI B – Potenza 100kWp
Ebitda
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
-
IPOTESI B – Potenza 100kWp
Flusso di cassa cumulato
Variazione disponibilità liquide
135.000
105.000
75.000
45.000
16
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
(15.000)
2008
15.000
2007
€
Riepilogo
IPOTESI
RISULTATI
ƒ Considerati due casi estremi
Potenza
Energia prodotta
ƒ TIR progetto: 4%-5%
(aumenta riducendo il costo
di investimento e i costi di
esercizio)
IPOTESI A
IPOTESI B
10kWp
100kWp
Autoconsumo Cessione in rete
ƒ Integrazione parziale
ƒ TIR Equity: 4%-6%
(aumenta
ottimizzando
struttura finanziaria)
ƒ Costo d’investimento = valori
medi di mercato
ƒ PBP: 13-14 anni
ƒ Costi d’esercizio limitati (margine
EBITDA ≈ 90%)
17
Sensitivity 1/3
ƒ Sensitivity al variare del costo d’investimento *
ƒ Confronto con ipotesi di integrazione totale Æ costo più elevato, ma tariffa più
vantaggiosa
ƒ Tariffe con integrazione totale
Potenza
Energia prodotta
Tariffa con integrazione parziale (€/kWh)
IPOTESI A
10kWp
Autoconsumo
0,42
IPOTESI B
100kWp
Cessione in rete
0,40
0,46
0,44
Tariffa con integrazione totale (€/kWh)
* Ipotesi analoghe al caso base, ma con leasing di durata variabile tra 14 e 20 anni in base alla sostenibilità del canone
18
Sensitivity 2/3
IPOTESI A
Costo d'investimento (€/kWp)
7.200
6.800
6.500
6.200
6.000
5.800
IPOTESI B
Costo d'investimento (€/kWp)
6.500
6.200
6.000
5.700
5.500
10kWp - consumo totale dell'energia prodotta
Integrazione parziale
Integrazione totale
TIR progetto
TIR equity
PBP
TIR progetto TIR equity
3,4%
1,7%
4,1%
4,3%
3,9%
3,2%
14
4,6%
6,0%
4,4%
5,6%
13
4,9%
6,7%
13
5,3%
7,9%
12
100kWp - cessione totale dell'energia in rete
Integrazione parziale
Integrazione totale
TIR progetto
TIR equity
PBP
TIR progetto TIR equity
3,3%
0,3%
3,8%
3,2%
3,4%
0,8%
15
4,2%
4,8%
3,9%
4,3%
14
4,3%
5,1%
13
19
PBP
15
14
13
PBP
15
14
13
Sensitivity 3/3
ƒ La redditività, come ovvio, aumenta al ridursi del costo d’investimento e
all’aumentare del livello d’integrazione architettonica
ƒ Ulteriori incrementi di redditività sono realizzabili ottimizzando la struttura
finanziaria (in termini di leva e durata del finanziamento sostenibili dai
cash flow dell’impianto)
20
Key points dell’investimento
ƒ Flussi di cassa visibili e certi per 20 anni
ƒ Opportunità di finanziamento tramite:
ƒ
ƒ
Leasing (100% - anticipo 10%)
Prestito (da 90% a 100%) a seconda delle dimensioni e delle garanzie richieste
(personali/reali/cessione credito GSE + assicurazione impianto)
ƒ Ricerca dell’offerta più conveniente dal punto di vista tecnico-economico
obiettivo
Æ minimizzare costo d’investimento e costo O&M
Æ ottenere garanzie efficaci sull’efficienza dei componenti
ƒ Individuazione della struttura finanziaria ottimale in termini di leva e durata dl
finanziamento
obiettivo Æ massimizzare il rendimento
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Le ragioni dell’investimento
ƒ Ottimizzare la gestione del bilancio energetico della famiglia/attività
produttiva
Æ scambio sul posto consigliabile se l’impianto è dimensionato sul proprio
fabbisogno energetico
ƒ Strumento finanziario di investimento a lungo termine con basso profilo di
rischio
22