Transcript Ministero dell`Istruzione, dell`Università e della Ricerca

Il valore dell’impianto dipende anche dall’opzione di taglio
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Nell’arco degli ultimi 18 mesi, il prezzo degli impianti fotovoltaici sul mercato secondario è diminuito a causa di
una serie di fattori:
▸ A) Cambiamento normativo
▸ ▸ ▸ ▸ Abolizione prezzi minimi garantiti per impianti di potenza inferiore a 1 MW
Modifica della disciplina sugli ammortamenti
Robin tax – per società che raccolgono almeno 4-5 MW
“Taglia bollette”
▸ (Nuove procedure di pagamento del GSE)
▸ B) Elementi di mercato (energia)
▸ Significativa riduzione del prezzo di vendita dell’energia elettrica nelle ore con profilo fotovoltaico
▸ C) Elementi di mercato (domanda vs offerta)
▸ Sensibile incremento dell’offerta di impianti FV – con significativa presenza di distressed assets
▸ D) Percezione del rischio
▸ La percezione del rischio di chi investe su impianti fotovoltaici è aumentata, anche per via del continuo cambiamento
normativo
Non esistono più le (mezze) stagioni
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Dal 1 luglio (anche se il DM pertinente è stato pubblicato solo a fine ottobre) cambia la modalità con cui il GSE paga il
fotovoltaico:
▸ I pagamenti avvengono a rata costante (basati su una stima della produzione): viene rimosso il fattore di stagionalità dai cash flows
dell’impianto FV, che non seguono più il livello di produzione;
▸ Nel corso dell’anno viene remunerata, medianti gli acconti mensili, solo il 90% della produzione (stimata), mentre il pagamento del saldo
avviene a giugno dell’anno successivo (basandosi su produzione effettiva); c’è quindi un backloading del 10% dei cash flows a
giugno dell’anno successivo all’effettiva produzione
La lettera A: spalma-incentivi
Tariffa incentivante
Ricavi totali
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La lettera b: il back-loading
Tariffa incentivante
Ricavi totali
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La lettera C: il taglio secco
Tariffa incentivante
Ricavi totali
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Il valore in funzione della scelta
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Al fine di quantificare la perdita di redditività (e con essa il nuovo valore degli impianti), abbiamo determinato il “fair value” di un
impianto di 1 MW – II CE, Puglia, scontando i flussi di cassa residui (a partire da gennaio 2015 fino al primo anno successivo
alla fine dell’incentivazione) a un tasso dell’8,5%.
▸ A seconda dell’opzione di taglio scelta, il valore dell’impianto diminuirebbe da un minimo dal 4,2% a un massimo del
9,5%
▸ L’opzione che minimizza la perdita di valore dell’asset è quella relativa alla lettera b)
▸ L’opzione connotata da un minor livello di rischio è probabilmente quella relativa alla lettera c): inoltre in alcuni casi
potrebbe essere l’unica soluzione che non fa scattare i covenants sui finanziamenti
Quale conviene di più?
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727 MW non incentivati nel 2013
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70 MW non incentivati a fine 2012
Quasi integralmente da ricondurre al
primo fotovoltaico, realizzato con
incentivi in conto capitale
I 727 MW non incentivati entrati in esercizio nel corso del
2013 (oltre 28.000 impianti, taglia media 26 kW)
- Non sono impianti a cui è stato cancellato l’incentivo
(solo poche decina di MW)
- Sono solo in piccola parte impianti realizzati tramite le
detrazioni fiscali (taglia massima inferiore)
- Sono impianti in SEU?
▸ Esiste un mercato – capace di realizzare quasi un GW nel corso del 2013 – che non è stato intercettato dagli
operatori fotovoltaici tradizionali
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