Analisi economico-finanziaria dell’investimento

Nell’ ultima parte di questo ultimo capitolo verranno illustrati i criteri di analisi economica elaborati per i due macro-scenari, ovvero il primo in cui si tiene fede ai rendimenti

dichiarati dal costruttore del nuovo motore ed il secondo in cui è stata attuata una

penalizzazione di rendimento. Per i due scenari si è prevista la costruzione dell’impianto nel corso del 2020 e l’entrata in funzione a partire dal 1 gennaio 2021. L’ orizzonte temporale per l’analisi economica è di 20 anni, dunque sino al 31 dicembre 2040. I risultati economici sono frutto delle stime dei futuri risparmi, ricavi o eventualmente perdite che ci si aspetta di ottenere rispetto all’attuale assetto della centrale, derivanti da:

- consumi di gas naturale

- emissioni di anidride carbonica

- vendita di energia elettrica alla rete nazionale - titoli di efficienza energetica

- manutenzione delle unità produttive

Per quanto riguarda i consumi di gas naturale, come detto essi saranno decisamente minori rispetto a quanto si registra attualmente nella centrale di Linate. Tuttavia il loro risparmio in termini di Sm3/anno per essere quantificato economicamente necessita della definizione di un prezzo di acquisto di tale materia prima in €/Sm3_{. A tale proposito, si è analizzato il}

valore di tale prezzo per gli ultimi anni, il quale si è attestato all’incirca a 0,3 €/Sm3. Tale prezzo è stato utilizzato per implementare il calcolo del “caso base”, ovvero quel caso in cui si sono mantenuti i parametri pari all’ attuale stato dell’arte o comunque fissati a quei valore che si è ritenuto più probabile aspettarsi. Il caso base è stato così definito sia per lo scenario con rendimenti fedeli a quelli dichiarati dal costruttore, si per lo scenario “worse” calcolato con le penalizzazioni di rendimento poc’anzi definite.

Al fine di compiere un’analisi di sensibilità tale parametro è stato fatto oscillare tra valore compresi tra 0,28 €/Sm3 e 0,31 €/Sm3. Si tratta di un range nel quale ci si aspetta possa trovarsi il prezzo di mercato di tale materia prima.

Le emissioni di anidride carbonica sono anch’esse da quantificare partendo dal loro valore, espresso come t/anno che si eviterebbe di emettere.

Come esplicato nella sezione precedente, i produttori di energia elettrica (come la centrale di Linate) e gli impianti che si occupano di cattura, trasporto e stoccaggio di CO2 devono approvvigionarsi sul mercato delle quote necessarie per coprire il proprio fabbisogno di

103 nuova unità cogenerativa il valore di mercato raggiungerà valori anche due volte maggiori di quello attuale.

Nella definizione del caso base si è fissato il valore di tali quote pari a 55 €/t nel 2040,

ipotizzando una crescita lineare di anno in anno partendo da un prezzo di 26 €/t nel 2021. Al fine dello studio si sensibilità il suo valore è stato fatto oscillare tra 45-75 €/t.

La produzione di energia elettrica nel nuovo assetto della centrale è stata quantificato ora per ora nelle giornate analizzate al prezzo di vendita (PUN €/MWhel) registrato nell’ ultimo anno. Tali ricavi derivanti dalla vendita alla borsa elettrica sono stati confrontati con quelli realmente registrati presso la centrale di Linate. Come illustrato nella sezione

precedente di “stima delle spese future” la quantità di energia elettrica prodotta, a parità di domanda termica, risulta essere inferiore. Non si è ritenuto ragionevole operare una analisi di sensibilità sul prezzo di vendita dell’energia elettrica alla rete nazionale per differenti ragioni.

Prima di tutto, il confronto che si è attuato nel modello di stima di spese future è stato condotto, come detto, su reali dati di produzione della centrale. Questo significa che nel caso si volesse far variare tale prezzo di vendita bisognerebbe anche tenere in

considerazione che non sarebbero più validi i dati di partenza di produzione con l’attuale assetto. Infatti, in sede di redazione del piano di produzione il PUN risulta essere un parametro molto influente.

Si dovrebbe quindi ipotizzare per tutto l’anno trascorso un ipotetico differente piano di produzione che si adatti ad assunzioni relative alle variazioni del prezzo di vendita alla borsa. Si tratterebbe quindi di un’operazione che comporterebbe notevoli approssimazioni ed assunzione che porterebbero ad un risultato non molto significativo.

Inoltre, risulta un parametro di più difficile previsione rispetto agli altri due, vista la sua maggiore incertezza. Oltretutto esso ha una variazione orario ed i dati previsionali reperibili in letteratura si riferiscono solo ad un suo valore medio annuale.

I TEE sono stati mantenuti pari ad un prezzo di 250 € per lo scenario base e come detto nella precedente sezione, fatti variare tra i 200 € e 250 € per compiere l’analisi di sensibilità.

Infine è stata condotta una analisi sui costi di manutenzione ed operazione sostenuti annualmente presso la centrale di Linate e quelli futuri stimati sulla base dei risultati di produzione precedentemente ottenuti. Il costo della manutenzione è stato quantificato come €/ora, dove per “ora” si intende ora operativa di marcia. Oltre a questa voce di costo sono state quantificate altre due voce di costo relative al funzionamento del motore, ovvero il consumo di urea (agente riducente utilizzato per il funzionamento del sistema di

abbattimento degli inquinanti) e consumo di olio combustibile. Grazie alle informazioni fornite dalla casa costruttrice del motore si è potuto operare quindi un confronto mostrato in Tabella 4.6:

Wartzila Nuova unità manutenzione [€/h] 47,60 56,67 olio [€/h] 13,5 17 urea [€/h] 4,4 5,5 ore di marcia attuali [h/a] 16.543 - ore di marcia previste [h/a] 4.911 8.060 Tabella 4.6 Confronto costi di manutenzione

Le ore di marcia del Wartzila sono comprensive di tutti i motori (3 attuali e 2 nel nuovo assetto). Elaborando queste informazioni si possono ottenere le spese di manutenzione da affrontare attualmente per i due casi e il corrispettivo risparmio previsto:

𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑚𝑎𝑛𝑢𝑡𝑒𝑛𝑧𝑖𝑜𝑛𝑒 𝑎𝑡𝑡𝑢𝑎𝑙𝑒 = 1083589 €/𝑎𝑛𝑛𝑜 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑚𝑎𝑛𝑢𝑡𝑒𝑛𝑧𝑖𝑜𝑛𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑣𝑖𝑠𝑡𝑜 = 959774 €/𝑎𝑛𝑛𝑜

𝑟𝑖𝑠𝑝𝑎𝑟𝑚𝑖𝑜 = 123815 €/𝑎𝑛𝑛𝑜

Anche questo aspetto di funzionamento della centrale comparta dunque un ulteriore risparmio. Nonostante la manutenzione oraria della nuova unità sia maggiore, grazie alla sua installazione si prevede una forte diminuzione dell’impiego dei motori Wartzila in termini di ore di marcia annuali, permettendo quindi un grosso risparmio sotto questo punto di vista.

Per quanto riguarda la manutenzione si è poi considerato di inserire un ulteriore aspetto. Nel caso in cui non si attuasse nessun intervento sulla centrale attuale, è lecito aspettarsi degli interventi di manutenzione straordinaria sui vecchi motori ancora in funzione. Tali interventi comprenderebbero sostituzioni di componenti soggetti a fatica quali ad esempio l’albero motore, i cilindri o le testate, oltre che componentistica di tipo elettrico-

strumentale usurata dai molti anni di operatività. Questa spesa, nel caso si sostituisca quindi uno dei vecchi motori con una nuova unità non dovrà essere sostenuta ed è stata quantificato con un importo pari a 300000 € ogni 5 anni di attività, con la prima spesa prevista nel 2024 e l’ultima nel 2039.

Vi è inoltre da considerare il costo di investimento da sostenere inizialmente, suddiviso nel modo seguente, illustrato in Tabella 4.7:

105 COSTI DI INVESTIMENTO costo di acquisto 9.500.000 € opere civili e ingengeria 500.000 € spare parts 159.700 € mobilisation fee 90.000 € totale 10.249.700 €

Tabella 4.7 Costo di investimento e relative voci

Nella tabella compare il costo di acquisto di tutti i componenti della nuova unità, le opere civili necessarie allo smantellamento del nuovo motore e la conseguente installazione della nuova unità al quale sarà necessario uno studio di valutazione ingegneristico. La voce “spare parts” rappresenta un costo da sostenere da subito per l’acquisto di componenti da mantenere a magazzino per le manutenzioni ordinarie del nuovo motore.

La “mobilisation fee” rappresenta una tariffa da versare inizialmente alla ditta responsabile della manutenzione per avviarne il contratto.

Il totale dei costi di investimento da sostenere nell’anno 2020 ammonta a circa 10,250 M€. Tutti questi savings (risparmi) o spese mancate, insieme ai minori ricavi derivanti dalla vendita di energia elettrica, andranno quindi a comporre i flussi di cassa nel periodo di studio dell’analisi economica di investimento. Per il calcolo dei flussi di cassa di ogni anno è necessario sottrarre la percentuale sui ricavi che è sottoposta a tassazione (“taxable income” in inglese) nell’anno “i”, in questo modo:

𝑇𝑎𝑥, 𝑖 = 𝑅_{_} − 𝐶_{_} − 𝑎𝑚𝑚𝑜𝑟𝑡𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 ∗ 𝑇𝑎𝑥 𝑟𝑎𝑡𝑒 (4.13) Dove:

𝑇𝑎𝑥, 𝑖: esborso di tasse all’anno i 𝑅_{_}: ricavi all’anno i

𝐶_: costi sostenuti all’anno i

𝑇𝑎𝑥 𝑟𝑎𝑡𝑒: percentuale di “taxable income” sottoposto a tassazione.

L’ ammortamento sull’ investimento iniziale è stato ipotizzato costante per i venti anni esaminati, e quindi pari a 512485 €.

La percentuale di tassazione è stata posta pari al 33,3 % come previsto nel piano industriale di SEA per il periodo 2017-2040.

Trattandosi di una analisi comparativa con la situazione attuale della centrale, si sono inserito quindi solo i costi e ricavi differenziali. Perciò più che ricavi si tratta di spese evitate, ma dal punto di vista della seguente trattazione economica essi si equivalgono. Si può così definire il flusso di cassa o cash flow CF all’anno i come:

Per valutazioni di convenienza degli investimenti che si estendono su un certo numero di anni successivi, è importante effettuare la valorizzazione attuale di un importo futuro o flusso di cassa, detta attualizzazione. Tale valorizzazione dipende dal tasso di

attualizzazione, che permette di riportare tutti gli importi all’ istante di riferimento. Il tasso di attualizzazione, altresì noto in letteratura con l’acronimo inglese WACC (Weighted Average Cost of Capital) viene definito con la seguente formulazione:

𝑊𝐴𝐶𝐶 = 𝐾_·∗ 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝐷𝑒𝑏𝑖𝑡𝑜 + 𝐾₉∗ 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙𝑙>_{𝐸𝑞𝑢𝑖𝑡𝑦 (4.15)}

Dove:

𝐾_· : costo del debito 𝐾9: costo dell’equity

Peso del debito e peso dell’equity rappresentano la percentuale del finanziamento che è rispettivamente debito ed equity.

I valori da inserire per tale parametro, per la società SEA sono i seguenti: 𝑊𝐴𝐶𝐶 = 3,6% ∗ 12% + 7,8% ∗ 88% = 7,2%

All’interno di tale calcolo per il WACC è compreso l’effetto dell’inflazione, ovvero la svalutazione del denaro e del suo potere di acquisto con il passare degli anni.

Grazie al WACC un flusso di casa all’i-esimo anno nel futuro corrisponde per l’anno di riferimento (ovvero quello di costruzione dell’impianto indicato come anno 0), al flusso di cassa attualizzato ACF (Actualized Cash Flow) secondo la formula:

𝐴𝐶𝐹_{_} = @0C

cO µ@@C (4.16) Per valutare la convenienza dell’investimento si sono utilizzati tre criteri basati sul

principio dell’attualizzazione dei flussi di cassa.

Il primo criterio è il NPV (Net Present Value), criterio basato sul valore economico dell’investimento. Il requisito minimo per ritenere l’investimento conveniente è basato sull’ ottenimento di un NPV positivo. La formula per calcolarlo è la seguente:

𝑁𝑃𝑉 = −𝐼Ä+ xÄ_ìc _{cO µ@@}@0C C = −𝐼Ä+ xÄ_ìc𝐴𝐶𝐹_ (4.17)

Il secondo criterio utilizzato è l’IRR (Internal Rate of Return), criterio basato sul tasso di rendimento dell’investimento. Il criterio IRR riguarda il tasso rendimento interno, che è quel valore del tasso di attualizzazione WACC per il quale il NPV al termine della vita

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−𝐼_Ä + @0C

cOAdd C

xÄ

_ìc = 0 (4.18)

Quanto più valore dell’IRR è superiore a quello del WACC, tanto più l’investimento è valutato positivamente.

L’ultimo criterio utilizzato è basato sul tempo di ritorno dell’investimento ed è il Pay-Back Time (PBT). Come suggerito dalla denominazione il PBT fornisce la durata richiesta per reintegrare i costi iniziali di investimento attraverso ricavi a lungo termine.

Quando i flussi di cassa vengono scontati secondo il relativo tasso di attualizzazione, il PBT rappresenta l’intervallo temporale (numero di anni) minimo che rende nulla la somma dei flussi di cassa attualizzati al netto dell’investimento iniziale.

Esso viene valutato determinando i flussi di cassa effettivi e cercando il numero di anni n per il quale l’espressione del NPV(n) risulta essere uguale a zero. In formule:

𝑁𝑃𝑉(𝑛) = −𝐼_Ä+ @0C

cO µ@@ C

s

_ìc = 0 (4.19)

Una volta definite tutte le voci di costo da analizzare, i criteri di valutazione economica di investimento ed i parametri da far variare per le differenti analisi di sensibilità si è

proceduti con l’implementazione del modello numerico finanziario per i due differenti macro-scenari:

- rendimenti fedeli a quelli dichiarati dal costruttore: Scenario 1

- consumi maggiorati del 2% con conseguente penalizzazione di ≈1% del rendimento elettrico e termico: Scenario 2

All’interno di questi primi due scenari si possono riconoscere differenti sotto-scenari in cui vengono fatti variare i parametri di sensibilità rispetto al caso base così definito:

- 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜_ks= 0,3 €/𝑆𝑚y

- 𝐸𝑈𝐴_xÄzÄ = 55 €/𝑡 con aumento lineare nel corso della vita utile - 𝑇𝐸𝐸 = 250 €

Si riporta nella Tabella 4.7 il modello numerico finanziario relativo al caso baso per lo scenario 1e in Figura 4.8 l’andamento dei cash flow attualizzati e cumulati dall’anno 0 all’anno 20, il cui ultimo valore corrisponde al Net Present Value.

€(6.000.000,00) €(1.000.000,00) €4.000.000,00 €9.000.000,00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

CACF (Cumulated Actualized Cash Flow)

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