UNIVERSITA L. BOCCONI Per CENTROBANCA EXECUTIVE SUMMARY:

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1 UNIVERSITA L. BOCCONI Per CENTROBANCA EXECUTIVE SUMMARY: La convenienza finanziaria per le imprese all adozione di energie rinnovabili pure : un analisi degli economics aziendali

2 Introduzione Il settore delle energie rinnovabili rappresenta, anche in funzione delle recenti dinamiche dei prodotti energetici, uno dei comparti caratterizzati dalle più interessanti prospettive di sviluppo, sia tecnologiche che di mercato. Alcuni degli elementi di rilevanza e complessità nel comparto delle energie rinnovabili sono rappresentati da: l esistenza di alternative tecnologiche caratterizzate da profonde diversità (idroelettrico, fotovoltaico/solare termico, biomasse, eolico); la forte dipendenza da normative specifiche; Per chiarire il campo di studio è importante premettere che la ricerca è incentrata sull analisi economico-finanziaria delle energie rinnovabili cosiddette pure (e non a quelle cosiddette assimilate ). Le tecnologie analizzate sono state le seguenti: energia idroelettrica; energia solare fotovoltaica; energia derivante dallo sfruttamento di biomasse; energia eolica. Le diverse alternative tecnologiche precedentemente richiamate sono state analizzate approfonditamente nelle loro implicazioni economico-aziendali (in termini di costo e rendimento dell investimento per le imprese), valutandone la convenienza sia all interno di processi basati su filiere produttive proprietarie, sia in relazione a processi di diversificazione produttiva da parte di imprese, che implichino la cessione al mercato dell energia prodotta. La struttura della ricerca è schematizzabile nei seguenti punti: a) Capitolo 1: l importanza delle fonti di energia rinnovabile nel contesto internazionale e l applicazione specifica al caso italiano; b) Capitolo 2: una analisi dello stato dell arte nello sviluppo delle diverse tecnologie e delle prospettive di applicazione con assunzione delle ipotesi di base; c) Capitolo 3: una ricognizione delle più recenti normative e del loro potenziale impatto sulla convenienza economica di applicazione delle diverse tecnologie; d) Capitolo 4: una valutazione della convenienza economico-finanziaria all adozione delle diverse tecnologie in funzione delle ipotesi associate ai diversi regimi di produzione/utilizzo (sostanzialmente un analisi comparata del costo equivalente annuo dell energia nelle due ipotesi: di acquisto sul mercato e di autoproduzione) sulla base di un modello di simulazione comune alle diverse tecnologie e di convenienza economica in presenza di scelte di nel finanziamento degli investimenti; e) Capitolo 5: una mappatura delle attività economiche sul territorio in funzione dell intensità energetica delle attività svolte e della localizzazione provinciale, che forniscano una indicazione sull attrattività del mercato locale.

3 1. Il contesto energetico internazionale e la posizione dell Italia A livello globale il primo elemento che ha progressivamente acceso l interesse economico verso le energie rinnovabili è evidentemente rappresentato dalla forte crescita nelle quotazioni del petrolio greggio. Tra il dicembre 2001 e il marzo 2008 infatti, il prezzo del petrolio è cresciuto del 378%, più che quadruplicando il proprio valore. Contemporaneamente, e sotto la spinta dei meccanismi di sostituzione, anche il prezzo del gas naturale ha subito incrementi rilevanti, e se le quotazioni al settembre 2007 hanno registrato una crescita soltanto del 104% rispetto ai prezzi del dicembre 2001, la dinamica delle quotazioni del gas ha mostrato una volatilità estremamente più forte arrivando a raddoppiare nel giro di 4 anni (tra il 2001 e il 2005) e mostrando poi una tendenza alla flessione. Tavola 1 - Prezzo petrolio Brent e Gas naturale - in US$ (gennaio 1999 agosto 2008) 140 Petrolio Gas Petrolio Gas naturale gen-1990 lug-1990 gen-1991 lug-1991 gen-1992 lug-1992 gen-1993 lug-1993 gen-1994 lug-1994 gen-1995 lug-1995 gen-1996 lug-1996 gen-1997 lug-1997 gen-1998 lug-1998 gen-1999 lug-1999 gen-2000 lug-2000 gen-2001 lug-2001 gen-2002 lug-2002 gen-2003 lug-2003 gen-2004 lug-2004 gen-2005 lug-2005 gen-2006 lug-2006 gen-2007 lug-2007 gen-08 lug-08 In questo contesto di progressivo shortage dell offerta e di incremento nei prezzi, la posizione dell Italia sembra accentuare ulteriormente il problema energetico. Gli elementi di intrinseca fragilità del sistema energetico italiano (e di conseguenza, del sistema delle imprese rispetto ai costi energetici e alla conseguente competitività) possono essere rappresentati in tre fattori principali: la forte dipendenza energetica dell Italia dall estero, non solo in termini di petrolio, gas e derivati, ma anche di elettricità pura; la ridotta possibilità da parte del sistema energetico italiano, allo stato attuale, di attivare fonti energetiche alternative significative; elevati livelli dei costi dell energia elettrica dovuti sia alle necessità di importazione massiccia a prezzi relativamente sfavorevoli che a condizioni fiscali interne particolarmente onerose associati ad una forte reattività dei prezzi stessi rispetto alla dinamica di prezzo delle materie prime.

4 Tavola 2 Indice di dipendenza elettrica (Importazione nette/consumo) 20, 15, 10, 5, 0, -5, -10, -15, France Poland Sweden Germany Spain United Kingdom Austria Belgium Portugal Italy Netherlands Fonte: Gas and electricity market statistics, Eurostat, 2007 Tavola 3 Elettricità per l'industria: prezzo medio di un kwh, senza IVA ma incluse altre tasse - in Eurocents (2007) 14 13, ,7 10,3 9,7 9,7 9,5 8,6 8, ,3 5,9 5,9 5, Italy Germany Netherlands United Kingdom Belgium Austria Portugal Spain Sweden Poland France Finland Fonte: Gas and electricity market statistics, Eurostat,

5 2. La struttura del modello utilizzato e le variabili rilevanti Nella determinazione delle condizioni economiche di successo delle energie rinnovabili nelle diverse ipotesi va premesso che i modelli utilizzati hanno assunto una serie di ipotesi standard che necessariamente possono risultare, nelle diverse applicazioni reali, più o meno favorevoli. Partendo da un analisi della letteratura di riferimento si è proceduto con l identificazione di un modello generale relativo alla struttura di costo e di rendimento dell investimento. L analisi è stata scissa in due parti. In primo luogo si è identificata la tipologia di impianto a cui tipicamente si fa riferimento, in termini di capacità installata, produzione e percentuale dell energia prodotta direttamente utilizzata da parte del produttore (autoconsumo di energia); a tale informazioni si sono affiancate informazioni aggiuntive relative, per esempio, alla vita utile di un impianto, alle condizioni tecniche di operatività e alle diverse condizioni economiche legate, anche, alla normativa di riferimento. In quest ambito si è mirato a identificare le principali voci di costo che caratterizzano ciascuna specifica tecnologia. La valutazione di convenienza dell investimento è avvenuta in relazione calcolo di 4 misure strettamente interconnesse: il tasso di rendimento interno TIR (o IRR internal rate of return) il valore attuale netto (VAN) dell investimento nell ipotesi di un costo del capitale pari al 7,5% ovvero il valore dei flussi netti attualizzati al tempo 0 Il calcolo del periodo di pareggio (semplice ed attualizzato) e cioè il numero di anni nei quali i flussi positivi (nominali e attualizzati) eguagliano l investimento iniziale L indice di profittabilità, ovvero il rapporto tra VAN e investimento iniziale Vale la pena di spendere qualche parola per chiarire meglio il concetto del tasso interno di rendimento (IRR), che rappresenta il più importante ed immediato indicatore di redditività di un investimento. Il Tasso interno di rendimento rappresenta tecnicamente il costo del capitale che consente di ottenere un valore Attuale Netto [VAN] dell investimento pari a 0. Questo tasso rappresenta, in realtà, un costo del capitale di equilibrio, ovvero un cut-off rate. Se l IRR dell investimento è inferiore al costo del capitale il VAN risulta negativo e dunque l investimento non è economicamente conveniente. D altra parte, L IRR, a differenza del VAN, che ricorre ad un costo del capitale valutato sul mercato, ovvero esternamente, è invece anche un indicatore del rendimento naturale dell investimento sulla base dei soli flussi nominali (positivi e negativi) da questo generati. In questo senso l IRR è un indicatore interno all impresa e particolarmente prezioso in quanto determina il rendimento dell investimento sulla base di criteri finanziari corretti. Per specificare lo schema in questione è stato sviluppato uno schema standard dei flussi associati all investimento in energie rinnovabili che potesse essere applicato alle diverse ipotesi tecnologiche. In particolare, la struttura di costo è stata frazionata nelle principali voci relative all investimento iniziale da sostenere (i.e. progettazione, costo dell impianto e costo per opere accessorie), a cui sono stati affiancati i costi annui di gestione (i.e. costo di esercizio, costo di manutenzione e costo di canoni su base annua) e altri costi (annui). Il modello risultante è estremamente flessibile in quanto consente, per ciascuna tecnologia che presenta proprie peculiarità, di eliminare alcune voci superflue di costo

6 o di integrare il modello con voci addizionali. È importante ricordare inoltre che il reperimento di informazioni è dipeso anche da fattori quali, per esempio, lo stato di avanzamento della tecnologia ovvero il suo grado di diffusione. Le variabili che definiscono le condizioni economiche di operatività dell investimento e rappresentano dunque gli elementi di base del modello sono rappresentate nella seguente tavola. Tavola 4: la struttura del modello di valutazione A) VARIABILI DI STRUTTURA DEL MODELLO Dimensione dell impianto: determinata sulla base delle diverse alternative tecnologiche disponibili sul mercato ma sempre legata ad ipotesi di capacità che possano rientrare, anche solo parzialmente, nelle condizioni di prezzo determinate sulla base del regime dei prezzi minimi garantiti Capacità installata: capacità dell impianto in kw Vita utile impianto (in anni): numero di anni previsti di vita utile dell impianto con le caratteristiche ipotizzate e per la tecnologia Livello di efficienza: perdita (eventuale) di efficienza produttiva nel tempo se ipotizzato (ipotesi adottata soltanto nel caso di impianti fotovoltaici) B) VARIABILI RELATIVE ALLE SCELTE DI AUTOCONSUMO/CESSIONE ALLA RETE DELL ENERGIA PRODOTTA Produzione totale (KWh): determinata sulla base del prodotto tra la capacità installata e il numero di ore annue teoriche di funzionamento dell impianto Autoproduzione (KWh): percentuale di energia elettrica consumata direttamente dal produttore e non ceduta alla rete (soggetta a 5 diverse ipotesi: 10,, 5,, ) Cessione alla rete (KWh): determinata come differenza tra le due variabili precedenti C) INVESTIMENTO E COSTI DI GESTIONE Investimento: valore complessivo dell investimento determinato sulla base della capacità espressa in precedenza (progettazione, installazione e infrastrutturazione, adempimenti burocratici) Costi di manutenzione e personale: costo per il personale, costo dei materiali di consumo, autoconsumo per la produzione di energia, manutenzione ordinaria, manutenzione straordinaria e revisioni Costi delle materie prime: quando esistano (ipotesi utilizzata solo nel caso delle biomasse) Altri costi: altre categorie di costo non ricomprese nelle precedenti (ad es. assicurazioni) USCITE TOTALI: somma delle voci precedenti D) RICAVI E RISPARMI DI COSTO Costi risparmiati (ENEL): prodotto tra energia autoprodotta e costo di acquisto dalla rete Entrate (da cessione energia): prodotto tra energia ceduta alla rete e prezzo riconosciuto per la cessione Certificati Verdi: ricavi da certificati verdi sulla base dei MWh prodotti 6

7 Entrate da conto energia: (solo per il fotovoltaico) ENTRATE TOTALI (COMPRESI I RISPARMI DI COSTO): somma delle voci precedenti E) FLUSSI PER LA VALUTAZIONE FLUSSI TOTALI NOMINALI: somma annuale dei flussi positivi (costi risparmiati, ricavi da cessione, ricavi da vendita di CV, ricavi da conto energia) e negativi (investimenti, costi di manutenzione e personale, costi materie prime, altri costi) IMPOSTE: valore delle imposte pagate sulla base dei flussi di ricavo e costo e degli ammortamenti legati all investimento calcolati su un periodo (standard) di 10 anni FLUSSI TOTALI ATTUALIZZATI: valore annuale dei flussi totali attualizzato all anno 0 ad un costo del capitale del 7,5% F) PREZZI E CONDIZIONI DI RIFERIMENTO DA REGOLAMENTAZIONE: PREZZI DI CESSIONE ALLA RETE per i primi kwh annui, 98,0 /MWh; da fino a di kwh annui, 82,6 /MWh; da fino a di kwh annui, 72,2 /MWh; 78,1 /MWh per la produzione oltre di kwh annui; G) PREZZI E CONDIZIONI DI RIFERIMENTO DA REGOLAMENTAZIONE: CERTIFICATI VERDI (Prezzo ipotizzati di vendita sul mercato: 100 /certificato da 1 MWh) Fonte/Tecnologia Eolica per impianti di taglia superiore a 200 kw: Coefficiente 1,0 tariffa omnicomprensiva ( /kwhe): non applicabile Fonte/Tecnologia Solare: Coefficiente: non applicabile [1] tariffa omnicomprensiva /kwhe: non applicabile [1] Fonte/Tecnologia Idraulica: Coefficiente 1,0 tariffa omnicomprensiva /kwhe 0,22 Fonte/Biomasse: Coefficiente 1,8 (filiera corta) Coefficiente 1,1 (filiera lunga)* - tariffa omnicomprensiva: /kwhe 0,22 (filiera lunga) - /kwhe 0,30 (filiera corta) * Nelle simulazioni è stato costantemente utilizzata l ipotesi (prudenziale ma anche realistica) di una filiera lunga H) PREZZI E CONDIZIONI DI RIFERIMENTO DA REGOLAMENTAZIONE: CONTO ENERGIA Tipologia di impianto fotovoltaico Taglia di potenza nominale dell impianto (kw) Non integrato ( /kwh) Parzialmente integrato ( /kwh) Integrato ( /kwh) 1 kw P 3 kw 0,40 0,44 0,49 3 kw < P 20 kw 0,38 0,42 0,46 P > 20 kw 0,36 0,40 0,44 * Nelle simulazioni è stato costantemente utilizzata l ipotesi di impianti superiori a 20 KW parzialmente integrati Ulteriori ipotesi inserite nel modello e manovrabili come leve di valutazione: 7

8 1) Ipotesi sul prezzo delle materie prime utilizzate (applicato solo al caso delle biomasse): crescita annua del 2,5% annuo 2) Ipotesi di inflazione dei costi (costo del lavoro, costi di manutenzione e altri costi): 2% annuo 3) Riduzione annua di efficienza (percentuale): 1% annuo soltanto con riferimento al caso di impianti fotovoltaici 4) Ipotesi di prezzo acquisto dalla rete: prezzo iniziale pari 0,13 /KWh, con un ipotesi di crescita del 1,5% annuo 5) Ipotesi circa l aliquota fiscale: nella simulazione è stata assunta un aliquota fiscale effettiva applicata ai progetti pari al 2. Questa ipotesi, inferiore all aliquota nominale teorica (27% per le società) che caratterizza i redditi d impresa in Italia, risponde però forfetariamente a considerazioni circa possibili sgravi fiscali e condizioni particolari che spesso caratterizzano questo tipo di investimenti. A partire dalle variabili di base e dalle ipotesi introdotte per le altre variabili è stato dunque ricostruito un modello finanziario di valutazione basato sulla serie storica dei flussi finanziari generati nelle ipotesi legate alle diverse alternative tecnologiche. Muovendo dal modello generale sopra richiamato e integrando le informazioni con interviste semi-strutturate a operatori specializzati del settore, si è proceduto con la definizione di un modello per ciascuna specifica tecnologia al fine di rappresentare la specifica struttura di costo dell investimento. A titolo esemplificativo si riporta il caso di un impianto ad energia eolica nell ipotesi di un completo utilizzo (al 10) dell energia prodotta all interno dei processi dell impresa. Impianto eolico Struttura dei flussi nominali Flussi operativi lordi nominali Flussi da investimento nominali Flussi operativi netti nominali

9 Impianto eolico Struttura dei flussi attualizzati Flussi operativi netti attualizzati Flussi operativi netti attualizzati cumulati Impianto eolico Valore attuale netto (VAN) e costo del capitale V.A.N % 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 19% 2 21% 22% 23% 24% 26% 27% 28% 29% 3 31% 32% Tasso di attualizzazione I risultati complessivi dell applicazione del modello alle diverse tecnologie sono sintetizzati nella tavola 5 e seguenti: Tavola 5: Il tasso interno di rendimento delle diverse tecnologie per diverse percentuali di energia autoprodotta IRR 10 5 Mini-Idroelettrico 18,3% 17,4% 16,1% 14,5% 12,7% Eolico 19,4% 18,1% 16,5% 14,9% 13,1% Fotovoltaico 8,8% 8,6% 8,3% 8, 7,5% Biomasse - Cippato 28,2% 25,1% 21,8% 18,3% 14,6% Biomasse Oli vegetali 37,4% 29,4% 20,3% 7,9% No IRR Biomasse Gas 26,8% 24,6% 22,2% 19,6% 17, 9

10 Tavola 6: IRR PER TECNOLOGIA E PERCENTUALE AUTROPRODUZIONE 4 37% 35% % 19% 18% 18% 17% 16% 16% 14% 15% 13% 13% 28% 22% 18% 15% 29% 2 27% 22% 2 17% 1 9% 9% 8% 8% 8% 8% 5% Percentuale di energia autoconsumata Mini-Idro Eolico2 Fotovoltaico Biomasse_CIP Biomasse_OLI Biomasse_Gas 3 L ipotesi di parziale finanziamento del progetto da parte di un intermediario finanziario: l effetto di leva finanziaria Accanto alla valutazione cosiddetta asset side (fino a qui richiamata) ovvero indipendente dalla struttura finanziaria del progetto, o in altre parole, in ipotesi di assenza di finanziatori a titolo di credito. Nella realtà operativa però, l intervento di finanziatori a titolo di credito rappresenta un importante risorsa per le imprese. Naturalmente, l intervento di una componente creditizia di finanziamento modifica in modo anche profondo la struttura dei flussi finanziari dell operazione. Le differenze più evidenti sono: - un uscita più ridotta nella prima fase temporale per gli azionisti in quanto una parte dell investimento verrebbe finanziato; - una serie di flussi negativi futuri legati all ipotesi di rimborso della quota capitale del debito; - una correlata serie di flussi negativi legata al pagamento degli interessi sul debito stesso. Se questi sono gli elementi differenziali determinati dall introduzione di una quota di finanziamento dell investimento, modifiche anche più importanti si determinano sui rendimenti delle diverse componenti dell operazione. L introduzione di una componente di debito nel capitale di finanziamento dell operazione ha infatti importanti riflessi su: 10

11 a) la struttura dei flussi finanziari: in primo luogo i flussi destinati a remunerare gli investimenti da parte degli azionisti non sono più rappresentati dai flussi finanziari complessivi generati dal progetto. A fronte di una riduzione dell impegno di investimento da parte degli azionisti, infatti, una parte dei flussi finanziari generati viene rivolta al pagamento degli interessi e al servizio del rimborso del capitale; b) il rendimento dell operazione: il rendimento dell operazione per gli azionisti, che in assenza di dipende esclusivamente dal rendimento dell operazione di investimento, viene invece a dipendere dal rapporto tra il rendimento operativo dell investimento e il costo del finanziamento. Questo meccanismo, conosciuto sotto il nome di funzionamento della leva finanziaria, implica che il rendimento per gli azionisti cresca in funzione di due variabili: la differenza (se positiva) tra il rendimento operativo dell investimento e il tasso di interesse praticato dal finanziatore e la misura in cui il ricorso al debito copre l investimento iniziale (la leva finanziaria dell operazione) c) il rischio dei diversi flussi: a fronte di un rendimento per gli azionisti crescente (nell ipotesi di un rendimento dell investimento maggiore del tasso di interesse sul finanziamento e dunque di un funzionamento positivo della leva finanziaria) non va dimenticato che anche il rischio dei flussi a favore degli azionisti tende a crescere e, dunque, una parte dei maggiori flussi di rendimento ottenuti va necessariamente assunta come remunerazione per il maggior rischio. Sulla base di una versione modificata del modello precedente, che valuta i flussi di remunerazione agli azionisti (e non all impresa) nell ipotesi di, è stato determinato il tasso interno di rendimento delle diverse tecnologie per ipotesi di autoconsumo e di differenziate, non per l impresa ma per gli azionisti. 11

12 Tavola 8 IRR per le diverse fonti di energia per ipotesi di energia autoconsumata e ceduta alla rete (con finanziamento al dell investimento iniziale e senza finanziamento) Quota di autoconsumo (1) 10 5 Ipotesi di (2) Senza Con Senza Con Senza Con Senza Con Senza Con Mini-Idro Eolico Fotovoltaico (1) Energia autoconsumata/energia prodotta (2) Finanziamento del del costo dell impianto; tasso ipotizzato: 6,5% Biomasse Cippato Biomasse Oli vegetali Biomasse Gas 18,3% 19,4% 8,8% 28,2% 37,4% 26,8% 36,2% 40,5% 12, 73,3% 112,1% 67,3% 17,4% 18,1% 8,6% 25,1% 29,4% 24,6% 33,7% 36,8% 11,5% 63, 85,6% 60,1% 16,1% 16,5% 8,3% 21,8% 20,3% 22,2% 29,9% 32, 10,9% 52,3% 57,3% 52,1% 14,5% 14,9% 8, 18,3% 7,9% 19,6% 25,3% 27,6% 10,2% 41,4% 19,6% 44,1% 12,7% 13,1% 7,5% 14,6% No IRR 17, 20,8% 23,1% 9,3% 30,2% No IRR 36,2% Tavola 9 IRR per le diverse fonti di energia con quota di autoconsumo pari a zero e per diverse ipotesi di finanziamento dell investimento iniziale Quota finanziata dell investimento iniziale 65% % 9 Fonte Mini-Idro 18,4% 19,5% 20,8% 22,5% 24,9% 28,7% Eolico 20,1% 21,4% 23,1% 25,3% 28,6% 33,8% Fotovoltaico 8,9% 9,1% 9,3% 9,6% 9,9% 10,3% Biomasse_CIP 25, 27,2% 30,2% 34,4% 41, 52,8% Biomasse_OLI No IRR No IRR No IRR No IRR No IRR No IRR Biomasse_Gas 29,7% 32,5% 36,2% 41,3% 49,4% 63,8% Inoltre, per ciascuna tecnologia è stato valutato l IRR per gli azionisti in ipotesi di e presentato graficamente (di seguito l esempio nel caso di impianti idroelettrici): 12

13 Tavola 10 IRR degli impianti Mini-Idroelettrici per diverse ipotesi di energia autoconsumata e ceduta alla rete e per quote di finanziamento variabili % 56% % IRR 4 38% 34% 36% % 3 21% 2 16% 14% 1 13% 19% 16% 14% 22% 18% 16% 24% 2 17% 21% 18% Percentuale di autoproduzione Tavola 11 IRR degli impianti eolici per diverse ipotesi di energia autoconsumata e ceduta alla rete e per quote di finanziamento variabili % 6 63% % IRR 4 43% 41% 5 34% 3 23% 2 17% 15% 1 13% 28% 2 17% 15% 32% 37% 28% 23% 22% 21% 19% 19% 18% 16% Percentuale di autoproduzione 13

14 Tavola 12 IRR degli impianti fotovoltaici per diverse ipotesi di energia autoconsumata e ceduta alla rete e per quote di finanziamento variabili 16% 14% 14% 13% IRR 12% 1 1 9% 8% 8% 8% 8% 11% 1 9% 8% 8% 13% 11% 1 9% 8% 12% 1 9% 9% 12% 1 9% 9% 9 5 6% 4% 2% Percentuale di autoproduzione Tavola 13 IRR degli impianti a biomasse-cippato per diverse ipotesi di energia autoconsumata e ceduta alla rete e per quote di finanziamento variabili % % IRR 8 77% 73% 6 63% 53% 52% % 17% 15% 41% 27% 21% 18% 44% 39% 33% 34% 3 26% 28% 22% Percentuale di autoproduzione 14

15 Tavola 14 IRR degli impianti a biomasse-oli vegetali per diverse ipotesi di energia autoconsumata e ceduta alla rete e per quote di finanziamento variabili % % 15 5 IRR 119% 112% 10 86% 64% 57% 5 52% 49% 46% 36% 33% 37% 2 29% 11% 2 9% 8% Percentuale di autoproduzione Tavola 15 IRR degli impianti a biomasse-gas per diverse ipotesi di energia autoconsumata e ceduta alla rete e per quote di finanziamento variabili % % % 8 81% 5 IRR 64% % 52% 4 36% 24% % 44% 29% 23% 2 33% 26% 22% 38% 29% 41% 27% 32% Percentuale di autoproduzione 15

16 4. La convenienza economico-finanziaria all investimento nelle diverse tecnologie: alcune conclusioni Come emerge dai risultati dei diversi modelli, l attuale convenienza economica all investimento in impianti ad energie rinnovabili si presenta in modo variegato ed articolato ma sembra, salvo casi rari,una costante di queste iniziative. Nonostante le analisi qui condotte assumano necessariamente ipotesi standardizzate e scontino necessariamente eventi futuri caratterizzati da un intrinseco contenuto di incertezza, i risultati ottenuti attraverso un rigoroso schema di analisi e le recenti dinamiche sui mercati energetici sembrano rappresentare la migliore garanzia riguardo agli investimenti in energie rinnovabili. La prima considerazione che emerge in modo evidente è che la convenienza da parte delle imprese è senz altro maggiore nell ipotesi di autoconsumo di energia elettrica (direttamente utilizzata nei processi produttivi) rispetto a quella di semplice cessione alla rete e al mercato. E infatti evidente che, soprattutto con riferimento ad imprese energy intensive, gli attuali costi energetici del mercato italiano conducono agevolmente ad un vantaggio nell ipotesi di autoproduzione, ma va sottolineato che i risultati delle simulazioni indicano una convenienza (forte, in alcuni casi) anche per un attività pura di produzione e reselling dell energia (con l unica eccezione degli impianti ad oli vegetali. E tuttavia evidente che le diverse tecnologie mostrano differenze sostanziali sia nel livello di rendimento naturale degli investimenti che, soprattutto, nell intensità con cui questi rendimenti cambiano con diverse ipotesi di autoconsumo e cessione di energia alla rete. Gli impianti a biomasse sono senz altro quelli che, in ipotesi di autoconsumo totale, evidenziano le migliori performance, ma in alcuni casi (come quello delle biomasse ad oli vegetali) mostrano anche i maggiori decrementi passando a quote di energia ceduta più elevate. L intervallo di rendimento di queste tecnologie è compreso tra il 29% e il 27%. In termini di valore attuale netto, con l ipotesi di un costo del capitale intorno al 7,5%, questi impianti rappresentano senz altro un forte elemento di generazione di valore economico. Per quanto riguarda le altre fonti di energia rinnovabile, sia il mini-idroelettrico che l eolico mostrano ancora rendimenti estremamente interessanti e caratterizzati da una più forte stabilità rispetto alle percentuali di autoconsumo. Anche il VAN di questi investimenti è positivo e rappresenta dunque la condizione per una generazione di valore. Gli impianti fotovoltaici, in funzione dell importanza del sistema di incentivazione detto conto energia mostrano livelli di rendimento ancora positivi (ma più ridotti) caratterizzati però da una più forte stabilità in funzione delle caratteristiche già richiamate in precedenza. 16

17 5. La mappatura delle attività energetiche in Italia: il mercato elettrico potenziale L ultima sezione del lavoro è dedicata ad una mappatura analitica del potenziale energetico delle province italiane. Si tratta di un analisi volta a definire, per ciascun incrocio provincia/settore l intensità energetica delle attività manifatturiere svolte. In altre parole l analisi individua il consumo di energia elettrica in ciascuna area valutandone conseguentemente il grado di attrattività per investimenti legati alle energie rinnovabili. E evidente che l attrattività di un area, rappresentata dalla quantità di energia elettrica acquistata e consumata nell area, dipende sia dalle dimensioni assolute delle attività svolte nell area che delle caratteristiche delle attività svolte in termini di intensità energetica. La scelta delle dimensioni dell analisi dipende dalle caratteristiche delle variabili selezionate: - la dimensione provinciale è quella che fornisce senz altro il miglior compromesso tra la specificità del contesto geografico e la necessità di disporre di dati analitici (un analisi a livello regionale pone infatti tende a mediare tra situazioni differenti, che possono condurre a conclusioni anche significativamente diverse. - la dimensione settoriale rappresenta un complemento necessario in quanto ciascun settore si definisce per una intensità energetica caratteristica dei processi produttivi e dunque risulta diversamente interessante ai fini di un investimento. Dal punto di vista pratico, l analisi è stata impostata sul riconoscimento dell importanza energetica delle combinazioni provincia/settore in quanto ciascuna area rappresenta un potenziale ambito di investimento in funzione dei consumi energetici. L indicatore sintetico utilizzato per valutare l attrattività energetica di una specifica area è la Rilevanza energetica relativa [R.E.R.]. Il concetto di R.E.R. è relativamente semplice ed è rappresentato dalla spesa in consumi energetici in una certa combinazione provincia/settore rispetto alla spesa energetica complessiva del settore manifatturiero. In altre parole, la rilevanza energetica di un area è stata assunta come la percentuale di spesa energetica nell area rispetto alla spesa energetica italiana nel settore manifatturiero (che peraltro è quella di gran lunga rilevante nel settore produttivo complessivo). Le variabili che determinano l importanza di un area e dunque il R.E.R. possono essere sintetizzate nelle seguenti: dimensione provinciale: è evidente che l importanza di una provincia in termini di consumi energetici industriali dipende, in primo luogo, dalla dimensione del sistema produttivo provinciale (misurata in valore della produzione o numero di addetti); dimensione settoriale: allo stesso modo, è altrettanto evidente che l importanza di una combinazione provincia/settore dipende dalla dimensione assoluta del settore di riferimento; intensità energetica: è chiaro che non tutti i settori mostrano la stessa intensità energetica e dunque lo stesso consumo di energia elettrica per euro di fatturato (o di produzione). Sotto il profilo dell interesse all investimento in energie rinnovabili, sono necessariamente preferiti i settori a più alta intensità energetica; 17

18 specializzazione settoriale della provincia: l ultimo indicatore analizzato riguarda la specializzazione settoriale delle province. Poiché l unità di analisi è rappresentata dall incrocio tra provincia e settore, è evidente che, a parità di altre condizioni, quanto più un impresa è specializzata in un certo settore, tanto più la componente di fatturato settoriale (e dunque di consumo energetico) sarà elevata. Sulla base del R.E.R. la ricerca fornisce una mappatura completa dei consumi di energia elettrica, identificando così le combinazioni provincia/settore caratterizzate dalla maggiore attrattività sia per i produttori di impianti che per attività di finanziamento delle stese iniziative di investimento. La considerazione generale che emerge è di una notevole concentrazione geografica nella domanda elettrica nel settore manifatturiero. Le prime 100 combinazioni provincia/settore rappresentano infatti, da sole, circa il 42% dei consumi elettrici totali nel settore manifatturiero italiano. Sempre tra le prime 100 combinazioni, rientrano 15 dei 18 settori nei quali il macrosettore manifatturiero è stato suddiviso. Nonostante questa partecipazione complessiva al consumo elettrico l analisi di concentrazione porta a risultati parzialmente diversi, la concentrazione per settori di utilizzo è infatti notevole, dal momento che tra le prime 100 combinazioni ben 85 fanno riferimento a soli 7 settori. Anche l elemento provinciale mostra una notevole concentrazione, Le 10 province che compaiono più frequentemente tra le prime 100 combinazioni assommano infatti a ben 58 casi e al 66% del potenziale elettrico (delle prime 100 combinazioni, che a loro volta rappresentano il 42% dei consumi totali nel manifatturiero italiano). E dunque evidente che la dimensione assoluta del sistema del lavoro provinciale e, la composizione e la specializzazione settoriale e le caratteristiche dei settori di riferimento rappresentano elementi che incidono profondamente sull attrattività della combinazione provincia/settore. N. Regione Provincia Codice Settore Settore Ceffi. energetic o Rilev. provincial e Rilev. settoriale Special. settoriale Rilevanza energetica 1 LOMBARDIA Milano PRODOTTI CHIMICI E FIBRE 1,07 9,4% 9, 2,56 2,32% 2 LOMBARDIA Brescia 27 METALLURGIA 2,40 3,8% 5,8% 3,75 1,97% 3 PUGLIA Taranto 27 METALLURGIA 2,40 0,9% 5,8% 10,97 1,4 4 LOMBARDIA Milano 27 METALLURGIA 2,40 9,4% 5,8% 0,77 1,01% 5 LOMBARDIA Milano 25 ARTICOLI IN GOMMA E MATERIE PLASTICHE 1,99 9,4% 4,6% 1,15 1,01% 6 TOSCANA Prato 17 TESSILE 2,14 0,7% 4,3% 14,64 0,92% 7 PIEMONTE Torino LOMBARDIA Milano 28 9 EMILIA- ROMAGNA Modena 26 AUTOVEICOLI E ALTRI MEZZI DI TRASPORTO FABBRICAZIONE E LAVORAZIONE DEI PRODOTTI IN METALLO LAVORAZIONE DI MINERALI NON METALLIFERI 0,54 5,5% 8, 3,81 0,91% 1,04 9,4% 10,4% 0,86 0,87% 1,98 2,3% 5, 3,48 0,81% 10 LOMBARDIA Bergamo 27 METALLURGIA 2,40 3,4% 5,8% 1,66 0,78% 18

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