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] Anno Valore medio tariffa erogata annualmente ( /kwh) Prezzi Minimi Garantiti ( /MWh) Prezzi Medi Zonali ( /MWh) Prezzi medi chiavi in Prezzi medi chiavi in mano per impianti di mano per impianti di potenza maggiore di 1 potenza 200-1000 kwp MWp ( /kwp) ( /kwp) Prezzo medio servizi O&M per impianti di potenza minore di 1 MWp ( /kwp) Prezzo medio servizi O&M per impianti di potenza maggiore di 1 MWp ( /kwp) 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 59,7 1.100 900 40 22 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
TIR Ottimizzazione dei margini operativi 80% Effetto dell'ottimizzazione degli impianti sul TIR dell'equity al netto di tasse e debito 70% 60% Capex ( /kwp) 50% 3000 1850 40% 30% D=6% 1300 1100 3000 "Ottimizzazione" 20% 1850 "Ottimizzazione" 1300 "Ottimizzazione" 10% 1100 "Ottimizzazione" 0% -10% 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 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
DSCR Ottimizzazione dei margini operativi 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 Effetto dell'ottimizzazione degli impianti sul DSCR medio al 2014 D=+0,3 0,300 0,250 0,220 0,200 0,150 2010 2011 2012 2013 Tariffa incentivante ( /kwh) - anno di entrata in esercizio Capex ( /kwp) 3000 1850 1300 1100 3000 "Ottimizzazione" 1850 "Ottimizzazione" 1300 "Ottimizzazione" 1100 "Ottimizzazione" 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
TIR Ottimizzazione dei margini operativi 45,0% 40,0% 35,0% Effetto dell ottimizzazione degli impianti sul TIR di progetto Esempio: Capex = 2.000 /kwp Tariffa = 0,220 /kwh Delta TIR= 3% 30,0% 25,0% 20,0% 15,0% 10,0% 5,0% D=3% 3000 1850 1300 1100 3000 "Ottimizzazione" 1850 "Ottimizzazione" 1300 "Ottimizzazione" 1100 "Ottimizzazione" 0,0% -5,0% 0,300 0,250 0,220 0,200 0,150 2010 2011 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
TIR dell Equity Effetti del Decreto Spalma-incentivi 70% Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul TIR dell Equity (al netto di tasse e debito) 60% 50% 40% 30% 20% 9,7% 10% Capex ( /kwp) 3000 1850 1300 1100 3000 "Caso0" 1850 "Caso0" 1300 "Caso0" 1100 "Caso0" Con Spalma Incentivi Senza Spalma Incentivi 18 0% -10% 0,300 0,250 0,200 0,150 2010 2011 2012 2013 0,220 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.
DSCR Effetti del Decreto Spalma-incentivi 3,40 3,20 3,00 2,80 2,60 2,40 2,20 2,00 1,80 1,60 1,40,08 1,20 1,00 0,80 0,60 0,40 Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul DSCR medio al 2014 0,300 0,250 0,220 0,200 0,150 2010 2011 2012 2013 Tariffa incentivante ( /kwh) - anno di entrata in esercizio Capex ( /kwp) 3000 1850 1300 1100 3000 "Caso0" 1850 "Caso0" 1300 "Caso0" 1100 "Caso0" Con Spalma Incentivi Senza Spalma Incentivi 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 1,08, valore generalmente considerato al di sotto della soglia di accettabilità. 19
TIR di Progetto Effetti del Decreto Spalma-incentivi 40,0% 35,0% 30,0% Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul TIR di progetto (al lordo delle tasse) Esempio: Capex = 2.500 /kwp Tariffa = 0,270 /kwh TIR = 11,0% 25,0% 20,0% 15,0% 10,0% 11,0% 5,0% 3000 1850 1300 1100 3000 "Caso0" 1850 "Caso0" 1300 "Caso0" 1100 "Caso0" 0,0% -5,0% 0,300 0,250 0,200 0,150 2010 0,270 2011 2012 2013 Tariffa incentivante ( /kwh) - anno di entrata in esercizio - Capex ( /kwp) 20
TIR di Progetto Effetti del Decreto Spalma-incentivi 25,0% 20,0% Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul TIR di progetto (al netto delle tasse) Esempio: Capex = 2.500 /kwp Tariffa = 0,270 /kwh TIR = 7,0% 15,0% 10,0% 7,0% 5,0% 3000 1850 1300 1100 3000 "Caso0" 1850 "Caso0" 1300 "Caso0" 1100 "Caso0" 0,0% 0,270 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
DSCR Effetti del Decreto Spalma-incentivi 3,60 3,40 3,20 3,00 2,80 2,60 2,40 2,20 2,00 1,80 1,60 1,40 1,21,20 1,00 0,80 0,60 0,40 Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul DSCR medio 0,220 0,300 0,250 0,200 0,150 2010 2011 2012 2013 Tariffa incentivante ( /kwh) - anno di entrata in esercizio - Capex ( /kwp) Esempio: Capex = 2.000 /kwp Tariffa = 0,220 /kwh DSCR = 1,2 3000 1850 1300 1100 3000 "Caso0" 1850 "Caso0" 1300 "Caso0" 1100 "Caso0" 22
DSCR annuale Effetti del Decreto Spalma-incentivi 2,50 Andamento DSCR durante il periodo di finanziamento 2,00 1,50 Capex ( /kwp) Tariffa Incentivante ( /kwh) 1,00 3000 0,300 1850 0,250 0,50 1300 0,200 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 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. 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
DSCR Ottimizzazione dei margini operativi e mitigazione degli effetti dello «Spalma-incentivi» 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 Effetto del Decreto Spalma-incentivi sul DSCR medio al 2014 D=+0,2 0,220 0,300 0,250 0,200 0,150 2010 2011 2012 2013 Tariffa incentivante ( /kwh) - anno di entrata in esercizio Capex ( /kwp) 3000 1850 1300 1100 3000 "mitigato" 1850 "mitigato" 1300 "mitigato" 1100 "mitigato" 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
TIR Ottimizzazione dei margini operativi e mitigazione degli effetti dello «Spalma-incentivi» 80% Effetto del Decreto Spalma Incentivi sul TIR dell Equity al netto di tasse e debito 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% -10% D=+4% 0,300 0,250 0,200 0,150 2010 2011 0,220 2012 2013 Tariffa incentivante ( /kwh) - anno di entrata in esercizio Capex ( /kwp) 3000 1850 1300 1100 3000 "mitigato" 1850 "mitigato" 1300 "mitigato" 1100 "mitigato" 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. 27
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. 28
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%). 29
A CURA DI: Giorgio Saraceno Emiliano Guerrieri Alessandro Gervasio Via Livenza, 3 00198 - Roma Tel +39 06 8440891 Fax +39 06 85352269 Via Vittor Pisani, 27 20124 - Milano Tel +39 02 67074380 Fax +39 0266986215 www.protos-spa.it