Investire in Energie Rinnovabili (Università Bocconi)

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UNIVERSITA’ L. BOCCONI
Per
CENTROBANCA
EXECUTIVE SUMMARY:
La convenienza finanziaria per le imprese all’adozione di
energie rinnovabili “pure”: un’analisi degli economics
aziendali
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:
¾ l’esistenza di “alternative” tecnologiche caratterizzate da profonde diversità
(idroelettrico, fotovoltaico/solare termico, biomasse, eolico);
¾ 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)
b)
c)
d)
e)
Capitolo 1: l’importanza delle fonti di energia rinnovabile nel contesto
internazionale e l’applicazione specifica al caso italiano;
Capitolo 2: una analisi dello “stato dell’arte” nello sviluppo delle diverse tecnologie
e delle prospettive di applicazione con assunzione delle ipotesi di base;
Capitolo 3: una ricognizione delle più recenti normative e del loro potenziale
impatto sulla convenienza economica di applicazione delle diverse tecnologie;
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 indebitamento nel finanziamento
degli investimenti;
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”.
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)
12
140
Petrolio
Gas
120
10
100
8
80
6
Petrolio
60
Gas naturale
4
40
2
20
lug-08
gen-08
lug-2007
lug-2006
gen-2007
lug-2005
gen-2006
lug-2004
gen-2005
lug-2003
gen-2004
lug-2002
gen-2003
lug-2001
gen-2002
lug-2000
gen-2001
lug-1999
gen-2000
lug-1998
gen-1999
lug-1997
gen-1998
lug-1996
gen-1997
lug-1995
gen-1996
lug-1994
gen-1995
lug-1993
gen-1994
lug-1992
gen-1993
lug-1991
gen-1992
lug-1990
gen-1991
0
gen-1990
0
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.
Tavola 2 – Indice di dipendenza elettrica (Importazione nette/consumo)
20,0%
15,0%
10,0%
5,0%
0,0%
-5,0%
-10,0%
Netherlands
Italy
Portugal
Belgium
Austria
United
Kingdom
Spain
Germany
Sweden
Poland
France
-15,0%
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
13,9
12
10,7
10,3
10
9,7
9,7
9,5
8,6
8,5
8
6,3
6
5,9
5,9
5,7
4
2
Finland
France
Poland
Sweden
Spain
Portugal
Austria
Belgium
United
Kingdom
Netherlands
Germany
Italy
0
Fonte: Gas and electricity market statistics, Eurostat, 2007
4
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:
¾ il tasso di rendimento interno TIR (o IRR – internal rate of return)
¾ 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
¾ 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
¾ 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
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: 100%, 75%, 50%, 25%, 0%)
> 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
> 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 500.000 kWh annui, 98,0 €/MWh;
da 500.000 fino a 1.000.000 di kWh annui, 82,6 €/MWh;
da 1.000.000 fino a 2.000.000 di kWh annui, 72,2 €/MWh;
78,1 €/MWh per la produzione oltre 2.000.000 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
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 20%. 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 100%) dell’energia prodotta all’interno dei processi
dell’impresa.
Impianto eolico – Struttura dei flussi nominali
2.000.000
1.000.000
0
-1.000.000
-2.000.000
Flussi operativi lordi nominali
-3.000.000
Flussi da investimento nominali
Flussi operativi netti nominali
-4.000.000
-5.000.000
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13
14 15
16 17
18 19 20 21
22
23 24
25 26 27
28
29
30
8
Impianto eolico – Struttura dei flussi attualizzati
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
0
-1.000.000
-2.000.000
-3.000.000
Flussi operativi netti attualizzati
-4.000.000
Flussi operativi netti attualizzati cumulati
-5.000.000
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Impianto eolico – Valore attuale netto (VAN) e costo del capitale
10.000.000
8.000.000
V.A.N.
6.000.000
4.000.000
2.000.000
0
32%
Tasso di attualizzazione
24%
25%
26%
27%
28%
29%
30%
31%
18%
19%
20%
21%
22%
23%
13%
14%
15%
16%
17%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
11%
12%
0%
1%
2%
3%
4%
-2.000.000
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
100%
75%
50%
25%
0%
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%
8,0%
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%
17,0%
9
Tavola 6: IRR PER TECNOLOGIA E PERCENTUALE AUTROPRODUZIONE
40%
37%
35%
30%
29%
28%
27%
25%
25%
25%
22%
22%
20% 18%
19%
17%
20%
18%
18%
17%
16%
16%
15%
14%
15%
20%
15%
13%
13%
9% 9% 8%
8% 8%
10%
8%
5%
Mini-Idro
Eolico2
Fotovoltaico
0%
25%
50%
75%
0%
Biomasse_OLI
100%
25%
50%
75%
0%
Biomasse_CIP
100%
25%
50%
75%
0%
100%
25%
50%
75%
0%
100%
25%
50%
75%
0%
100%
25%
50%
75%
100%
0%
Percentuale di
energia
autoconsumata
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
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 indebitamento 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 indebitamento, è stato
determinato il tasso interno di rendimento delle diverse tecnologie per ipotesi di
autoconsumo e di indebitamento differenziate, non per l’impresa ma per gli azionisti.
11
Tavola 8 – IRR per le diverse fonti di energia per ipotesi di energia autoconsumata e
ceduta alla rete (con finanziamento al 75% dell’investimento iniziale e senza
finanziamento)
Quota di
autoconsumo
(1)
Ipotesi di
indebitamento
Mini-Idro
Eolico
Fotovoltaico
(2)
Senza
18,3%
19,4%
8,8%
indebitamento
100%
Con
36,2%
40,5%
12,0%
indebitamento
Senza
17,4%
18,1%
8,6%
indebitamento
75%
Con
33,7%
36,8%
11,5%
indebitamento
Senza
16,1%
16,5%
8,3%
indebitamento
50%
Con
29,9%
32,0%
10,9%
indebitamento
Senza
14,5%
14,9%
8,0%
indebitamento
25%
Con
25,3%
27,6%
10,2%
indebitamento
Senza
12,7%
13,1%
7,5%
indebitamento
0%
Con
20,8%
23,1%
9,3%
indebitamento
(1) Energia autoconsumata/energia prodotta
(2) Finanziamento del 75% del costo dell’impianto; tasso ipotizzato: 6,5%
Biomasse Biomasse Biomasse
Cippato Oli vegetali
Gas
28,2%
37,4%
26,8%
73,3%
112,1%
67,3%
25,1%
29,4%
24,6%
63,0%
85,6%
60,1%
21,8%
20,3%
22,2%
52,3%
57,3%
52,1%
18,3%
7,9%
19,6%
41,4%
19,6%
44,1%
14,6%
No IRR
17,0%
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 Ö
65%
70%
75%
80%
85%
90%
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
25,0%
27,2%
30,2%
34,4%
41,0%
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%
Fonte Ø
Inoltre, per ciascuna tecnologia è stato valutato l’IRR per gli azionisti in ipotesi di
indebitamento e presentato graficamente (di seguito l’esempio nel caso di impianti
idroelettrici):
12
Tavola 10 – IRR degli impianti Mini-Idroelettrici per diverse ipotesi di energia
autoconsumata e ceduta alla rete e per quote di finanziamento variabili
70%
62%
60%
90%
56%
50%
75%
47%
40%
50%
38%
IRR
36%
34%
30%
25%
30%
29%
25%
25%
24%
22%
21%
20%
19%
16%
16%
14%
0%
18%
17%
16%
14%
21%
20%
18%
10%13%
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
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
80%
71%
70%
90%
63%
60%
75%
52%
IRR
50%
50%
43%
41%
40%
37%
34%
25%
32%
30%
28%
28%
0%
25%
23%
23%
20%
20%
17%
15%
19%
18%
16%
15%
10%13%
21%
19%
17%
22%
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
13
Tavola 12 – IRR degli impianti fotovoltaici per diverse ipotesi di energia
16%
14%
14%
13%
90%
13%
12%
12%
12%
11%
11%
10%
10%
10%
9%
8%
8%
50%
9%
9%
8%
8%
9%
9%
9%
8%
8%
10%
10%
9%
IRR
75%
10%
25%
8%
6%
0%
4%
2%
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Tavola 13 – IRR degli impianti a biomasse-Cippato per diverse ipotesi di energia
160%
146%
140%
90%
123%
120%
75%
100%
100%
IRR
50%
80%
77%
73%
25%
63%
60%
53%
52%
0%
44%
41%
40%
21%
20%
39%
33%
30%
27%
21%
17%
28%
25%
22%
18%
15%
34%
30%
26%
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
14
Tavola 14 – IRR degli impianti a biomasse-oli vegetali per diverse ipotesi di energia
250%
234%
200%
90%
178%
75%
150%
IRR
50%
119%
112%
25%
100%
86%
64%
57%
52%
50%
49%
46%
36%
33%
11%
37%
25%
20%
0%
0%
29%
20%
9%
8%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Tavola 15 – IRR degli impianti a biomasse-Gas per diverse ipotesi di energia
140%
132%
120%
116%
90%
100%
98%
75%
81%
50%
IRR
80%
67%
64%
60%
25%
60%
52%
44%
38%
36%
33%
29%
24%
20%
0%
41%
40%
23%
20%
17%
27%
25%
22%
20%
32%
29%
26%
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
15
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
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
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.
Ceffi.
Rilev.
Rilev.
energetic provincial
settoriale
o
e
N.°
Regione
Provincia
Codice
Settore
Settore
Special.
settoriale
Rilevanza
energetica
1
LOMBARDIA
Milano
23+24
PRODOTTI CHIMICI E FIBRE
1,07
9,4%
9,0%
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
1,40%
4
LOMBARDIA
Milano
27
METALLURGIA
2,40
9,4%
5,8%
0,77
1,01%
1,99
9,4%
4,6%
1,15
1,01%
2,14
0,7%
4,3%
14,64
0,92%
0,54
5,5%
8,0%
3,81
0,91%
1,04
9,4%
10,4%
0,86
0,87%
1,98
2,3%
5,0%
3,48
0,81%
2,40
3,4%
5,8%
1,66
0,78%
5
LOMBARDIA
Milano
25
ARTICOLI IN GOMMA E MATERIE
PLASTICHE
6
TOSCANA
Prato
17
TESSILE
7
PIEMONTE
Torino
34+35
8
LOMBARDIA
Milano
28
9
EMILIAROMAGNA
Modena
26
10
LOMBARDIA
Bergamo
27
AUTOVEICOLI E ALTRI MEZZI DI
TRASPORTO
FABBRICAZIONE E LAVORAZIONE
DEI PRODOTTI IN METALLO
LAVORAZIONE DI MINERALI NON
METALLIFERI
METALLURGIA
18