CAPITOLO QUARTO ANALISI DI UN INVESTIMENTO FOTOVOLTAICO

CAPITOLO QUARTO

ANALISI DI UN INVESTIMENTO FOTOVOLTAICO

Le misure prese dal Governo negli ultimi anni, hanno quindi fatto registrare un notevole incremento dell’uso di pannelli fotovoltaici sia nella costruzione di nuovo edifici, sia nei numerosi interventi effettuati su edifici esistenti in ottica di risparmio energetico. In questo capitolo vengono valutati due investimenti in impianti fotovoltaici: un impianto domestico da 3KWp adatto a soddisfare i consumi elettrici della famiglia media e una centrale fotovoltaica da 1 MWp che vende in rete l’elettricità prodotta. Le taglie degli impianti non sono casuali, fa, infatti, da appendice alla presente tesi una breve descrizione del progetto “Un ettaro di cielo”; questo prevede la realizzazione di una centrale fotovoltaica da 1 MWp nel comune di Peccioli da parte della Belvedere S.p.a., società a partecipazione comunale nata nel 1997 per la gestione della discarica di Legoli. E’ quindi interessante effettuare un parallelo tra le motivazioni che hanno spinto la Belvedere a realizzare l’investimento e i risultati della seppur generica valutazione effettuata qui di seguito.

4.1 TECNOLOGIA FOTOVOLTAICA1

In primo luogo credo sia utile darne una definizione: per energia solare s’intende l’energia emanata dal sole e trasmessa sulla terra come radiazione elettromagnetica. L’utilizzo del sole come fonte energetica presenta dei pro e dei contro: si tratta di una fonte pulita, inesauribile e abbondante che tuttavia è discontinua nel tempo. Inoltre le varie condizioni climatiche e la latitudine influenzano l’irraggiamento del sito.

La tecnologia Fotovoltaica consente di trasformare in maniera diretta l’energia associata alla radiazione solare in energia elettrica sfruttando il fenomeno fotoelettrico. La conversione energetica avviene in un dispositivo (cella fotovoltaica) costituito da un materiale semiconduttore, opportunamente trattato, all’interno del quale si crea un campo elettrico, che orienta le cariche elettriche generate dalla

interazione della radiazione solare (fotoni) con la struttura elettronica del materiale semiconduttore, dando origine ad un flusso di corrente elettrica.

Cella fotovoltaica. Fonte dati ENEL

Attualmente il materiale più usato è il silicio cristallino (mono/poli o amorfo), impiegato in una sottile fetta di spessore compreso tra 0,25 e 0,35 mm. Il monocristallino ha rendimenti di conversione pari al 15-17%, mentre il policristallino, caratterizzato da un minore costo di produzione, presenta rendimenti del 12-14%, più bassi per la presenza di un maggior grado di impurità. Il silicio amorfo, utilizzato nella tecnologia a “film sottile”, viene invece spruzzato sotto forma di gas su una superficie di supporto. Tale tecnologia presenta una convenienza maggiore rispetto alle precedenti, in quanto, per la produzione delle celle viene usata una quantità inferiore di materiale, abbassando quindi il costo di produzione. Inoltre possiede un’ampia versatilità e flessibilità di impiego. L’unico svantaggio, non ancora risolto, è la bassa efficienza dovuta alla struttura cristallina instabile del silicio amorfo.

Sono sistemi a film sottile anche quelli con semiconduttori CIS, CIGS, tellururo di cadmio (CdTe). CIS e CIGS hanno efficienze fino al 13% e costi attuali leggermente inferiori ai sistemi in silicio. Tuttavia la scarsa disponibilità di indio e selenio costituiscono un ostacolo per uno sviluppo su larga scala.

Rendimenti celle. Fonte dati Esaenergie

Per un maggiore rendimento si stanno studiando celle fotovoltaiche multigiunzione (Split spectrum cell o Vertical Multijunction Cell). Sono costituite da differenti materiali semiconduttori disposti l’uno sull’altro che permettono di avere un più largo spettro del livello assorbente di energia e quindi un rendimento maggiore, aumentando

l’efficienza totale di conversione della radiazione solare

(raggiungimento di efficienze superiori al 30%). Ancora in fase di sviluppo sono le celle organiche, note come DSSC (Dye-Sensitized Solar Cell), ottenute con la nanotecnologia. Questo tipo di unità utilizza un pigmento organico fotosensibile (in grado d’assorbire la luce e generare un flusso d’elettroni), applicato su un film sottile costituito da uno strato d’ossido metallico nanoporoso e polimeri conduttori o elettroliti liquidi. La peculiarità delle DSSC è di essere notevolmente flessibili e adatte a essere conformate in diverse forme e applicazioni, oltre a costituire un prodotto più economico rispetto alle celle tradizionali.

Solo una parte dell’energia radiogena che colpisce la cella è convertita in energia elettrica; l’efficienza di conversione dipende in alta percentuale dalle caratteristiche del materiale costitutivo e non supera generalmente il 20%. La resa energetica da parte del dispositivo è poi funzione di fattori quali orientamento e inclinazione della superficie dei moduli: per le latitudini italiane il rendimento massimo si ottiene orientando i moduli verso sud con un angolo di

inclinazione rispetto all’orizzonte di 32-45°. In condizioni standard (25° con 1 kW/ m2 di irraggiamento) una cella eroga circa 1.5 Watt di potenza di picco.

La figura qui sotto mostra l’architettura di un impianto Fotovoltaico.

Fonte dati: ENEL

Le principali componenti sono: • Il modulo fotovoltaico

Il modulo è il componente elementare di un generatore fotovoltaico, formato da più celle collegate tra loro in modo da ottenere valori di tensione e corrente adatti ai comuni impieghi. Le celle vengono protette da due strati di EVA (Etilene Vinyl Acetate) che, oltre a proteggere per almeno 25 anni le celle, ritardano anche il fenomeno d’ingiallimento dovuto ai raggi UV. La superficie anteriore viene protetta con una lastra di vetro temperato con elevate caratteristiche ottiche che, oltre a proteggere il modulo dalle intemperie, trattiene la luce e riduce l’effetto di riflessione. La superficie posteriore viene protetta con uno strato plastificato per rendere il modulo impermeabile all’ossigeno e all’acqua. Una scatola di connessione, saldata e sigillata nella parte posteriore del modulo, permette il collegamento elettrico con altri moduli. Poiché si prevede che un impianto fotovoltaico duri per alcuni decenni, ha, di conseguenza, grande importanza la qualità dei materiali utilizzati.

• Il generatore fotovoltaico

Il generatore elettrico è costituito da alcune stringhe che forniscono la potenza elettrica richiesta dall’utilizzatore; la stringa è l’insieme dei moduli collegati elettricamente in serie per ottenere la tensione richiesta. Le stringhe vengono collegate in parallelo ad un quadro di campo collegato a sua volta ad un gruppo di conversione “inverter”, che trasforma la corrente continua prodotta dai moduli in corrente alternata. Il quadro di parallelo, il sistema di conversione ed il quadro di consegna devono essere dotati di tutte le protezioni ai vari livelli richieste dalle norme di sicurezza. La formazione delle stringhe è importante per il dimensionamento dell’impianto e la scelta dell’inverter. Per rendere compatibile l’energia generata dai moduli fotovoltaici con gli elettrodomestici e le apparecchiature utilizzate nelle abitazioni, occorre trasformare la corrente da continua in alternata alla frequenza ed alla tensione di funzionamento della nostra rete elettrica. Questo si ottiene interponendo tra i moduli e la rete un Inverter.

• L’inverter

Il generatore fotovoltaico produce corrente continua ma, per utilizzare l’energia elettrica prodotta ed immetterla nella rete di distribuzione occorre trasformarla in corrente alternata, con caratteristiche di ampiezza e frequenza adatte alla rete elettrica. L’Inverter è il dispositivo elettronico in grado di convertire la corrente continua in corrente alternata, è, quindi, un componente molto importante per l’efficienza, la produttività e l’affidabilità dell’impianto fotovoltaico. Adattando la corrente e la tensione del generatore a quella della rete, controlla e gestisce l’intero sistema e protegge contro guasti, sovratensioni e sovraccarichi.

In base alla loro configurazione elettrica gli impianti fotovoltaici sono suddivisi in:

a) STAND ALONE: di solito impiegati per utenze a bassissimo consumo e edifici ubicati in zone poco accessibili dalla rete elettrica. In tali sistemi è necessario ricorrere all’utilizzo di batterie per accumulare l’energia elettrica e garantire pertanto la continuità dell’erogazione anche nei periodi in cui il generatore non produce corrente. Un altro componente essenziale in caso di sistemi autonomi è il regolatore di carica, la cui installazione preserva le batterie da eccessi di carica ed impedisce la scarica eccessiva.

b) GRID CONNECTED: In questo caso la rete fornisce l’energia sufficiente a coprire la richiesta quando non viene prodotta dal generatore fotovoltaico e riceve il surplus di elettricità che il sistema genera nelle ore di massima incidenza solare. I grid connect sono impiegati nelle centrali fotovoltaiche e negli impianti inseriti negli edifici.

L’integrazione dei moduli fotovoltaici negli edifici offre una serie di vantaggi:

a) Riduzione delle perdite dovute alla distribuzione.

b) Riduzione della domanda di picco nei mesi estivi in conseguenza all’ uso di condizionatori.

c) Risparmio nei materiali di investimento degli edifici. d) Recupero dell’energia termica.

e) Utilizzazione come frangisole per le superfici vetrate esposte a sud.

4.2 STRUTTURA FINANZIARIA DELL’INVESTIMENTO

Dopo aver chiarito che cosa si intende per tecnologia fotovoltaica e aver illustrato il funzionamento dei moduli, passiamo concretamente alla valutazione dell’investimento. Prima di passare alle singole valutazioni, è utile analizzare come si configura l’investimento in impianti Fotovoltaici. Di seguito sono riportati i costi medi da sostenere per l’implementazione dei moduli fotovoltaici e le spese necessarie a mantenerli efficienti durante il loro periodo di vita utile. Quindi saranno descritti e quantificati i benefici da questi generati. I valori sotto riportati sono generici e non si riferiscono a nessun impianto in particolare, servono solo a chiarire la struttura finanziaria dell’investimento; per l’effettiva determinazione di costi e ricavi si rimanda alle singole analisi.

COSTI

a) INVESTIMENTO INIZIALE

 Costo del KWp2

L’investimento iniziale è l’onere principale da sostenere: il costo “ chiavi in mano” di un KWp varia secondo la dimensione dell’impianto, ovvero è funzione della potenza installata. Sul mercato si riscontrano i seguenti prezzi:

Tra 6.500 e 7.000 €/kWp installato per impianti aventi potenza installata tra 3 e 20 kWp.

Tra 5.500 e 6.500 €/kWp installato per impianti aventi potenza installata tra 20 e 50 kWp.

Tra 4.200 e 5.500 €/kWp installato per impianti aventi una potenza installata di oltre 50 kW.

I moduli fotovoltaici sono la maggior voce di spesa (circa il 60% del costo totale): i materiali utilizzati sono molto costosi, devono resistere

agli agenti atmosferici per svariati anni, e richiedono particolari certificazioni. L’inverter, componente fondamentale, incide per il 20%; le strutture di sostegno, i telai e la manodopera costituiscono il 15% del costo totale, mentre il restante 5% è dato dalla progettazione. Non sono compresi, invece, eventuali interventi speciali di adattamento dovuti a una particolare conformazione del tetto/terreno adibito ad accoglie l’impianto.

 Terreno

I piccoli impianti fotovoltaici, solitamente, vengono ubicati sul tetto della struttura che li accoglie. I grandi impianti, in particolare quelli industriali, occupano volumi non indifferenti (circa 30.000 mq per impianti da 1 MWp), quindi occorre acquistare un terreno in grado di accoglierli. Attualmente è possibile costruire impianti Fotovoltaici su terreni agricoli, questo costituisce un vantaggio per il soggetto investitore: un terreno industriale, infatti, ha un costo maggiore in quanto scaturisce da una forte componente contrattuale. Per tale motivo c’è anche la possibilità che si presentino differenti livelli di prezzo per terreni della stessa dimensione, ma ubicati in differenti aree geografiche. I prezzi dei terreni agricoli sono invece stabili (questo aiuta ad effettuare una valutazione generica come quella presentata in questa sede), che variano tra gli 1,5 €/mq e i 5 €/mq.

b) COSTI RICORRENTI

Hanno una cadenza annuale e importo molto ridotto rispetto all’investimento iniziale:

 Manutenzione

Per il corretto funzionamento, un impianto ha bisogno di interventi annuali di manutenzione: i moduli sono esposti agli agenti atmosferici, e, benché costruiti con appositi materiali, hanno bisogno di interventi ad hoc che ne garantiscano il corretto funzionamento per l’intero periodo di vita utile (poco più di venti anni).

I costi di manutenzione, generalmente, variano dallo 0,5% all’ 1% del costo del KWp installato.

 Assicurazione

Attualmente sono poche le compagnie assicurative che forniscono strumenti dedicati al fotovoltaico; Zurich è una, se non la sola, compagnia in Italia che negozia polizze assicurative per impianti fotovoltaici. Queste prevedono un premio annuale composito legato alla potenza nominale dell’impianto che copre i danni diretti e indiretti all’impianto, il furto e i guasti macchina. Per il primo esercizio il premio ha un importo maggiorato in quanto copre anche la fornitura e il montaggio dei moduli. Gli importi dei premi variano in base alla dimensione dell’impianto e non subiscono rivalutazioni a meno che non si verifichino eventi di eccezionale gravità.

c) COSTI DI DISMISSIONE

Pensare adesso ad un costo che dovrà essere sostenuto tra trent’anni è piuttosto difficile; la tecnologia ancora giovane e in continua evoluzione, la scarsa diffusione degli impianti fotovoltaici spostano l’attenzione solo ed esclusivamente sulla fase di realizzazione dell’impianto. Non a caso non si trova alcun incentivo relativo alla dismissione dei moduli e gli installatori non riescono a fornire chiarezza sulla questione. Anche la normativa in materia sembra lacunosa: i moduli fotovoltaici non trovano ancora una precisa classificazione nella scala dei rifiuti; i materiali che costituiscono i moduli fotovoltaici sono il silicio (che costituisce le celle), quantità trascurabili di elementi chimici non tossici inseriti nel silicio stesso, vetro (protezione frontale), fogli di materiale plastico (protezione posteriore) e alluminio (per la cornice): tutti materiali non inquinanti che devono essere però smaltiti correttamente. A tale proposito l’unico riferimento normativo è il D.lgt. 25 Luglio 2005, n. 151, che, dopo lunghi rinvii, è entrato in vigore lo scorso 12 novembre 2007. Il decreto recepisce due direttive dell'Unione Europea: la direttiva RAEE n. 2002/96/CE e la direttiva Rohs n. 2002/95/CE entrambe del gennaio 2003; secondo queste, il cittadino è chiamato a contribuire al corretto smaltimento delle apparecchiature elettriche ed elettroniche a fine vita in qualità di produttore del rifiuto e quindi di "primo anello" della filiera del riciclo.

Il detentore di un'apparecchiatura elettrica ed elettronica AEE domestica giunta a fine vita, per disfarsene potrà:

- conferirla gratuitamente presso il Centro di Raccolta pubblico (isola ecologica) del proprio Comune;

- consegnarla al distributore in cambio dell'acquisto di un’apparecchiatura nuova, equivalente per funzioni, in ragione di una ad una.

In caso che il prodotto rientri nella categoria RAEE, non può essere smaltito secondo l’iter sopra descritto; la Direttiva comunque sancisce l'obbligo per i produttori di farsi carico dei RAEE comunicando preventivamente il costo da sostenere.

Attualmente i pannelli fotovoltaici sono classificati come AEE e quindi non dovrebbero presentare costi di smaltimento.

d) FINANZIAMENTO

Oggi molti istituti di credito presentano apposite soluzioni di finanziamento per gli investimenti in energie alternative; riguardo gli impianti Fotovoltaici di piccola taglia la forma di prestito più diffusa

risulta essere il mutuo3_{. Molte banche forniscono apposite tipologie di}

mutuo per il finanziamento di impianti fino a 50 KWp; è possibile optare per un tasso fisso, oppure per tassi variabili legati all’Euribor a sei mesi. Per gli impianti di grosse dimensioni, invece, gli istituti di credito rimandano a contrattazioni private.

BENEFICI

a) RISPARMIO IN BOLLETTA

Il principale vantaggio che deriva dal possedere un impianto fotovoltaico è l’eliminazione della bolletta elettrica. L’impianto infatti, se opportunamente dimensionato, produce l’elettricità di cui ha bisogno l’edificio rendendolo indipendente nei confronti del gestore della rete elettrica. Il beneficio è quantificabile moltiplicando il prezzo dell’energia elettrica praticato dall’Enel per il numero di KWh/a consumati dall’edificio.

b) INCENTIVO DEL CONTO ENERGIA

Come spiegato nel terzo capitolo, lo Stato incentiva l’utilizzo della fonte fotovoltaica attraverso l’istituzione del Conto Energia. Il provvedimento garantisce al titolare dell’impianto un contributo annuale variabile in relazione all’elettricità prodotta e al regime scelto. Attualmente il contributo varia tra 0,36 €/KWh prodotto e 0,49 €/KWh come descritto nella tabella sottostante già riportata nel capitolo terzo (pag 37).

Tariffe incentivanti previste nel Conto Energia 2008

Le tariffe incentivanti sono erogate per la totalità dell’elettricità prodotta per un periodo di venti anni durante il quale subiscono aggiornamenti ISTAT.

c) RICAVO DALLA VENDITA DI ENERGIA

Per gli impianti che optano per il regime di cessione in rete, oltre all’incentivo di cui sopra, l’energia prodotta non è venduta in rete a prezzi di mercato, ma a tariffe scaglionate (previste tramite Decreto legge) secondo il numero di kWh/a ceduti come mostra la tabella sottostante.

€/Kwh Kwh/a

0,0964 fino a 500.000

0,080 Oltre 500.000 fino a 1.000.000

0,070 Oltre 1.000.000

Prezzi di vendita dell’elettricità prodotta in eccesso

I prezzi di vendita appena riportati risultano essere leggermente superiori al prezzo medio di acquisto dell’elettricità registrato sul mercato elettrico negli ultimi quattro anni, che passa da 0,0516

€/KWh del 2004 a 0,0799 del 2007. Il ricavo derivante dalla vendita

di energia si ottiene applicando i suddetti prezzi al numero di KWh ceduti in rete annualmente.

4.3 STRUMENTI DI VALUTAZIONE

L’investimento in un impianto Fotovoltaico prevede quindi un’unica uscita iniziale a cui fanno seguito una serie di flussi di cassa periodici. Data la configurazione dell’operazione, il VAN può essere

considerato l’indicatore più adatto per la valutazione

economico/finanziaria dell’investimento. Il VAN è dato dalla differenza tra la sommatoria dei valori attuali di tutti i Flussi di Cassa generati

nella vita utile del progetto e l’uscita iniziale4_{. La formula generale de}

VAN è

n

VAN=

[∑

]

t=1 (1+ia)n Dove:

 F(n): Flusso di cassa periodale.

 I0: Investimento iniziale

 i_a: Tasso di attualizzazione.

Una volta calcolato il VAN il criterio decisionale è semplice:  VAN > 0: Il progetto crea valore e quindi risulta conveniente.  VAN >0: Il progetto non crea valore, quindi viene rifiutato. Il VAN ha alcune proprietà che lo rendono attraente:

 il criterio decisionale è semplice in quanto la soglia minima di rendimento, rappresentata dal tasso di attualizzazione utilizzato, è già incorporata nel calcolo del valore attuale.

 Il VAN considera la struttura attesa dei tassi di interesse, la formula può infatti essere utilizzata con tassi di attualizzazione variabili.

4 _{Fonte dati Brealey, Myers, Sandri: “Capital Budgeting”} 5 _{Fonte dati A. Damodaran: “Finanza Aziendale”}

n VAN=

[∑

]

π

 F(n): Flusso di cassa periodale.

 I₀: Investimento iniziale.

 i_aj: Tasso di attualizzazione per un periodo relativo al periodo j.

Il VAN non è comunque assente da critiche; i detrattori dell’indice sostengono che:

 Il VAN non considera la durata del progetto, tra progetti alternativi di diversa durata, il VAN favorisce quelli con scadenza più lunga.

 Il VAN è espresso in termini assoluti e non considera la diversa dimensione dei progetti. Un approccio percorribile per ovviare a questa seconda critica è il calcolo dell’indice di redditività ottenuto dividendo il VAN per l’ammontare dell’Investimento iniziale.

Il VAN dipende quindi dai flussi di cassa generati dal progetto e dal tasso di attualizzazione:

Flussi di cassa7

Il Valore attuale netto deve essere espresso in termini di flussi di cassa, questi non sono altro che la differenza tra entrate e uscite monetarie riferite a un determinato periodo. I flussi di cassa non sono da confondersi con i profitti contabili ottenuti correggendo la differenza tra entrate e uscite monetarie in vario modo. In primo luogo dividendo le uscite di cassa in due categorie: spese correnti e spese per gli investimenti; nel calcolare il profitto si detraggono le spese correnti e non quelle per gli investimenti che invece sono

ammortizzate in un certo numero di anni e detratte solo per la quota relativa al periodo di riferimento. La conseguenza di queste operazioni è che i profitti comprendono alcuni flussi di cassa e ne escludono altri, inoltre sono diminuiti dall’ammortamento che non costituisce assolutamente un flusso di cassa.

I flussi di cassa considerano, invece, solo le effettive entrate e uscite monetarie relative ad un determinato periodo; inoltre vanno stimati su base incrementale, vanno quindi considerati solo quelli che

scaturiscono direttamente dall’accettazione del progetto di

investimento.

Tasso di attualizzazione8

La scelta del tasso di attualizzazione da utilizzare per lo sconto dei flussi di cassa non è semplice. Per progetti con grado di certezza elevato è possibile utilizzare il rendimento dei titoli privi di rischio (Rf); ma, nella realtà, nessun progetto presenta flussi di cassa certi. I flussi di cassa derivano sempre da un processo di stima che, per definizione, presenta una componente valutativa. Quindi un determinato grado di incertezza va sempre tenuto in considerazione nella determinazione del tasso di sconto che deve per forza essere superiore al tasso privo di rischio. La formula del VAN diventa allora: n

VAN=

[

∑

]

t=1 (1+K0)n

Il K0rappresenta il costo medio ponderato del capitale investito

(WACC); ed è restituito dalla seguente formula10_:

8 _{Fonte dati S.B. Achelis: “Analisi tecnica dalla A alla Z”} 9 _{Fonte dati A. Damodaran: “Finanza Aziendale”} 10 _{Fonte dati A. Damodaran: “Finanza Aziendale”}

Dove:

 K0 = WACC

 S = Capitale proprio  B = Capitale di debito

 Ke= Costo del capitale proprio

 Kd = Costo del capitale di debito

Il WACC dipende dalla struttura finanziaria del progetto, questa

infatti influisce sia sul costo del capitale di debito (Kd), che su quello

del capitale proprio (Ke).

Costo del capitale di debito (Kd) 11

Il costo del capitale di debito è rappresentato del tasso marginale dell’ultima unità di finanziamento reperibile sul mercato dei capitali. Un progetto con una struttura finanziaria rischiosa, o percepita come tale da parte dei soggetti finanziatori, presenta Kd elevati. E’ quindi importante individuare la struttura finanziaria di progetto ottimale per ottenere finanziamenti a tassi sostenibili.

Costo del capitale proprio (Ke)12

Il costo del capitale proprio si ottiene attraverso la seguente formula:

Ke= Rf + (Rm – Rf) * β

Il Ke dipende da numerosi fattori:

 Rf: Rendimento free risk, ovvero il rendimento di un investimento

privo di rischio. Solitamente è utilizzato il tasso di interesse dei titoli di stato pluriennali aventi un orizzonte temporale vicino a quello di progetto.

 Rm: Rendimento medio di un portafoglio rischioso sul mercato dei

capitali. Per cui il termine (Rm – Rf) rappresenta il premio al rischio, ovvero il rendimento addizionale richiesto dagli investitori per spostarsi da un investimento privo di rischio a uno con un

profilo di rischiosità medio. Esistono diversi modi per stimare il premio al rischio: intervistare i maggiori investitori per capire le loro aspettative future, derivarlo osservando i dati storici relativi ai premi ottenuti passato, oppure misurarlo implicitamente nei dati correnti di mercato.

 β: Rappresenta la sensibilità del progetto ai movimenti del mercato:

o β>1 sono indicano progetti sensibili a mutamenti del mercato;

per cui il progetto reagisce in modo amplificato ai movimenti del mercato.

o β<1 indicano invece progetti poco sensibili all’andamento del

mercato; il progetto reagisce in maniera poco dinamica ai mutamenti che intervengono nel contesto di riferimento.

La stima del β non è semplice, esistono diversi criteri. Le società quotate possono farlo attraverso processi di regressione dei rendimenti azionari sui rendimenti del mercato. Le società non quotate possono ottenerlo partendo dal β noto di una società operante nel medesimo segmento di mercato. Il β individuato, depurato dalla struttura finanziaria della società cui si riferisce, rappresenta il β unlevered. Il β di progetto è ottenuto applicando al β unlevered la struttura finanziaria dell’investimento.

Determinare il tasso di attualizzazione in questa maniera permette di considerare l’incertezza all’interno del processo di valutativo.

Un altro indicatore di convenienza che si basa sui flussi di cassa è il TIR (Tasso interno di rendimento), questo, a differnza del VAN, è un tasso di rendimento espresso in termini percentuali. Il linea generale il TIR può essere espresso come il tasso di attualizzazione in corrispondenza del quale il VAN di un progetto è zero; in questo caso il TIR rappresenta il tasso percentuale a cui è remunerato un investimento di n periodi. Se allora il TIR è il tasso di sconto che annulla il VAN, per essere calcolato occorre risolvere la seguente formula:

n

VAN=

[∑

]

Dove:

 F(n): Flusso di cassa periodale

 I: Tasso Interno di Rendimento (TIR)

Come è possibile osservare, VAN e TIR sono in stretta relazione: il VAN decresce al crescere del TIR come mostra il grafico sottostante:

Il TIR, fungendo da discriminante tra tassi vantaggiosi e tassi svantaggiosi, rappresenta un ulteriore parametro decisionale per la valutazione di convenienza di un investimento. Secondo questo criterio la regola da applicare è: accettare un progetto di investimento se il tasso di attualizzazione (che rappresenta il costo opportunità del capitale) è minore del TIR e rifiutarlo in caso contrario. Osservando il grafico è facile notare che per tassi di attualizzazione inferiori al TIR il VAN di progetto è positivo; se, invece, i flussi di cassa sono attualizzati ad un tasso di sconto uguale al TIR, il VAN di progetto è nullo; un tasso di sconto maggiore del TIR, infine, restituisce VAN negativi. Il TIR diventa così un ulteriore parametro a supporto della valutazione di convenienza dell’investimento, ma ha significato solo se confrontato con il costo opportunità del capitale investito e solo se l’operazione finanziaria a cui si riferisce si prospetta come una serie di

flussi di uniperiodali aventi lo stesso segno; in caso contrario il TIR

non avrebbe significato finanziario13_.

4.4 IPOTESI BASE DELLA VALUTAZIONE

Avendo stabilito gli strumenti che saranno utilizzati per effettuare la valutazione di convenienza, è opportuno fare alcune precisazioni in merito alle assunzioni base su cui verte l’analisi.

I. Caso generale

L’ analisi che segue ha come obiettivo quello di valutare la convenienza di due investimenti in diverse tipologie di impianto fotovoltaico: un impianto domestico avente una potenza installata di 3 KWp, e una centrale fotovoltaica da 1 MWp. La valutazione non si riferisce a casi pratici: i consumi elettrici di un edificio dipendono da numerosi fattori non standardizzabili; la produttività dei moduli fotovoltaici dipende dall’irraggiamento solare che è sensibilmente differente da un’area geografica all’altra (generalmente le regioni meridionali presentano un irraggiamento migliore di quelle settentrionali). Abbiamo dunque preferito non limitare l’analisi ad un ristretto contesto di riferimento, ma considerare due investimenti generici presentando valori medi sia per quanto riguarda i dati di relativi ai consumi e alla produttività elettrica; che per costi e ricavi. I valori riportati nella valutazione derivano da una media effettuata sui dati rilevati dall’Enel in differenti zone geografiche considerate rappresentative (Lombardia, Lazio e Sicilia). Dove non è stato possibile reperire informazioni attendibili, si è fatto ricorso alle medie fornite dagli istituti di rilevazione. Per le suddette ragioni si ipotizza la costanza della produttività elettrica degli impianti.

II. Consumi elettrici degli impianti

Come descritto in precedenza, la valutazione svolta nei paragrafi successivi riguarda due impianti fotovoltaici di diversa taglia:

a) 3 KWp: L’impianto adotta il regime di scambio sul posto e si pone l’obiettivo di rendere l’edificio su cui è installato indipendente dalla rete elettrica. Poiché l’energia necessaria viene autoprodotta, non è più necessario acquistarla dal gestore della rete. Si assume quindi che l’impianto sia appositamente dimensionato per soddisfare l’intero fabbisogno elettrico dell’edificio. Generalmente gli impianti

da 3 KWp sono utilizzati per abitazioni intorno ai 120 mq che consumano mediamente circa 3.900 KWh/a.

fabbisogno elettrico = elettricità prodotta

Inoltre, essendo praticamente impossibile stimare come i consumi elettrici di un edificio possono evolversi nel corso di un così ampio arco temporale si ipotizzano consumi elettrici costanti.

b) 1 MWp: Centrale fotovoltaica che vende in rete l’elettricità prodotta; avendo una potenza installata maggiore di 20 KWp deve, per legge, adottare il regime di cessione in rete (lo avrebbe dovuto adottare comunque per poter effettuare la vendita dell’energia prodotta). Non dovendo far fronte a nessun consumo (l’ attività dei moduli di raccolta e trasformazione delle radiazioni solari non genera alcun tipo di fabbisogno), la totalità dell’elettricità prodotta viene venduta.

elettricità prodotta = elettricità venduta

III. Inflazione

Qualsiasi processo valutativo che contempla l’utilizzo di valori monetari deve fare i conti con l’inflazione; pertanto, nello stimare i flussi di cassa, è necessario considerare l’andamento del prezzo dell’energia, quello dei costi di manutenzione, e così via. Tutto ciò, oltre a richiede un impegno significativo, complica notevolmente l’analisi aumentandone il grado di incertezza. Il prezzo dell’energia

aumenta più velocemente dell’indice dei prezzi14_{; l’orizzonte}

temporale dell’analisi (venti anni), rende difficile realizzare una stima attendibile dell’evoluzione dei prezzi. Sia le previsioni fornite dall’Istat, che l’inflazione programmata, coprono un arco temporale minore. In più non bisogna dimenticarci che l’inflazione realmente percepita risulta essere più elevata rispetto a quella presentata nei dati ufficiali. La valutazione che segue è stata effettuata senza considerare l’inflazione; la scelta non verte solamente sulle motivazioni sopra riportate:

 L’inflazione non influisce ne sul contributo garantito dal conto energia, ne sulle tariffe di vendita dell’elettricità prodotta dall’impianto. La legge stabilisce che queste sono fisse per tutti i venti anni di durata del periodo incentivante.

 I premi assicurativi sono legati alla potenza installata, derivano da convenzioni pluriennali e le compagnie assicurative garantiscono che i premi non subiscono rivalutazioni se non a seguito di eventi eccezionali.

Quindi l’inflazione incide solamente sui costi di manutenzione e sul prezzo dell’elettricità; nel calcolo dei flussi di cassa uno rappresenta un elemento positivo (prezzo dell’energia), l’altro è una posta negativa (costo di manutenzione). Se è vero che il prezzo dell’elettricità cresce ad un ritmo superiore rispetto all’indice dei prezzi al consumo, è altresì vero che la spesa annuale di manutenzione supera il beneficio derivante dal non dover più pagare la bolletta elettrica. E’ allora possibile pensare che tale effetto compensativo renda scarsa l’incidenza dell’inflazione sulla valutazione complessiva.

4.5 VALUTAZIONI ECONOMICHE

IMPIANTO DA 3 KWp

La prima valutazione riguarda l’investimento in un impianto fotovoltaico da 3 KWp effettuato da una famiglia media che intende eliminare la propria bolletta elettrica. Non considerando un caso concreto dobbiamo fare alcune assunzioni: un impianto da 3 KWp ha

una produttività media di circa 3.900 KWh/a15_{; secondo i dati forniti}

dall’Enel l’impianto sarebbe adatto a soddisfare il fabbisogno di

un’abitazione di circa 120 m2_{. Trattandosi di un impianto di potenza}

installata inferiore a 20 KWp, la legge consente di poter scegliere tra l’opzione di scambio sul posto o quella di cessione in rete. Dato che lo scopo dell’investimento è quello di conseguire un risparmio dall’eliminazione della bolletta elettrica, la scelta migliore risulta essere lo scambio sul posto: tutta l’elettricità prodotta viene consumata, o eventualmente accantonata per essere consumata in seguito. L’impianto è dimensionato opportunamente per produrre solamente l’energia necessaria, una potenza installata eccessiva non sarebbe infatti conveniente: l’investimento iniziale dovrebbe essere maggiore, il tetto dell’abitazione non sarebbe più sufficiente per accogliere i moduli e uno spazio supplementare non sempre è disponibile. Inoltre la sola vendita di un KWh comporta la nascita della qualifica di imprenditore in capo al soggetto proprietario dell’impianto assoggettandolo a una serie di obblighi eccessivamente dispendiosi per un privato. Verifichiamo allora se l’investimento in un impianto fotovoltaico domestico risulta conveniente; di seguito sono riportati gli estremi dell’investimento.

DATI TECNICI DELL’ IMPIANTO

Potenza installata 3 KWp

Regime Scambio sul posto

Superficie occupata 66 mq

Produttività media 3.900 KWh/a

INVESTIMENTO INIZIALE

Il costo del KWp installato è mediamente pari a 6.000 €; l’IVA sugli impianti fotovoltaici ha un’aliquota del 10%, di conseguenza avremo un investimento iniziale di 19.800 €. Potenza installata 3 KWp Costo del KWp 6.000 €/KWp 18.000 € IVA (10%) 1.800 € Investimento iniziale 19.800 € COSTI RICORRENTI Manutenzione

I costi di manutenzione generalmente variano da un minimo di 0,5% ad un massimo dell’1% del costo del KWp installato; in questo caso è stato preso come valore di riferimento lo 0,7%.

Dato il costo del KWp installato pari a 6.000 €, la manutenzione annuale ammonta a 126 €.

Assicurazione16

Il premio assicurativo è legato alla potenza installata e ha cadenza annuale; nel caso in esame il premio è strutturato come segue:

 6 €/KWp per danni diretti all’impianto  3 €/KWp per guasti macchina

 7 €/KWp per il furto

 10 €/KWp per danni indiretti all’impianto  10 €/KWp a garanzia della fornitura

 7 €/KWp garanzia del montaggio

Il premio relativo alla fornitura e al montaggio viene corrisposto solo nel primo esercizio, quando viene realizzato l’impianto. Quindi, in base alle tariffe sopra riportate, avremo:

 Premio annuale: 26 €/KWp.

 Premio relativo all’anno di realizzazione dell’impianto: 43

€/KWp.

Le tabelle che seguono riassumono i costi da sostenere annualmente:

USCITE ANNUALI

Manutenzione 126 €

Assicurazione 78 €

Totale 204 €

USCITE PRIMO ESERCIZIO

Manutenzione 126 €

Assicurazione 145 €

Totale 255 €

Oneri finanziari

La recente crescita registrata dal mercato delle energie alternative non ha lascito indifferenti gli istituti di credito che, oggi, presentano accanto ai tradizionali strumenti di finanziamento appositi canali dedicati alle energia alternative. Per i piccoli impianti (fino a 50 KWp) la forma di finanziamento generalmente proposta sono i mutui ipotecari. I tassi e condizioni applicati non variano molto da un istituto di credito all’altro: generalmente è possibile scegliere tra un tasso fisso o uno variabile; la periodicità del rimborso varia da uno, tre oppure sei mesi; la durata massima del prestito non supera 20 anni. Per l’impianto da 3 KWp in questione abbiamo optato per il mutuo “Energia pulita” offerto dalla Banca Sella; le condizioni del prestito sono riassunte di seguito:

- Importo finanziato: 100% delle spese compresi i costi di progettazione.

- Durata: 20 anni.

- Periodicità di rimborso: semestrale.

- Tasso: fisso, 7% nominale annuo con capitalizzazione riferita alla periodicità della rata.

Data l’incertezza che attualmente vige sui mercati finanziari e abbiamo preferito optare per un tasso fisso in modo da essere coperti da eventuali variazioni sfavorevoli dei tassi Euribor. L’onere finanziario annuo che dovrà essere sostenuto ammonta a 1.854,36 €.

COMPONENTI POSITIVI

Risparmio in bolletta

Un impianto fotovoltaico appositamente dimensionato per soddisfare i consumi elettrici di un edificio consente di eliminare la spesa della bolletta elettrica. Il beneficio economico è quindi pari all’ammontare della bolletta media pagata al gestore della rete. Non trattando un caso reale il dato non è disponibile.

Il Beneficio può, comunque, essere calcolato moltiplicando il prezzo di mercato dell’energia per i consumi energetici dell’edificio. Determinare un livello di prezzo attendibile non è semplice: in conseguenza della legge Bersani (d.lgs 16 marzo 1999 n.79), il mercato elettrico si è aperto e ha visto l’ingresso di nuovi (anche se piccoli) operatori. Le tariffe si sono moltiplicate, esistono numerose offerte che vanno dal blocco dei prezzi per periodi predeterminati a mix tariffari elettricità-gas. Insomma l’aumento della concorrenza, ha fornito la possibilità al consumatore finale di scegliere tra un numero sempre maggiore di tariffe quella a lui più congeniale; ma ha complicato la mia analisi. Il prezzo utilizzato nella valutazione è stato derivato a partire dai dati dei corrispettivi per i clienti finali domestici forniti dall’Enel. Dividendo la stima annuale della spesa per l’acquisto di energia alle condizioni economiche dell’autorità per la corrispondente fascia di consumo annuo e facendo la media dei valori ottenuti si ricava un prezzo medio dell’energia elettrica di 0,18 €/KWh. Quindi il risparmio in bolletta generato dal nostro impianto da 3 KWp è 682,50 €/a, ovvero l’ammontare della bolletta media pagata all’Enel. (il dato si ottiene moltiplicando il prezzo dell’energia, 0,18 €/KWh, per il consumo medio annuale: 3.900 KWh/ a.

Contributo del Conto Energia

Il Conto energia, per gli impianti fotovoltaici integrati di potenza installata inferiore a 3 KWp, riconosce un contributo annuale di 0,49 €/KWh per un periodo di venti anni. Poiché l’impianto entrerà in esercizio dopo l’1/01/2009 la tariffa incentivante dovrà essere ridotta del 2% ( passa a 0,4802 €/KWh). Come già accennato in precedenza, la tariffa non subisce è costante e non subisce aggiornamenti ISTAT. Producendo 3.900 KWh/a l’impianto consente di riceve un contributo annuale di 1.872,78 €.

REGIME FISCALE RELATIVO ALL’INCENTIVO

Le somme percepite a titolo di tariffa incentivante per la produzione di energia fotovoltaica non rilevano ai fini dell’IVA se il percipiente è un responsabili dell’impianto che non risulti soggetto passivo IVA: tale circostanza si configura in relazione agli impianti fotovoltaici installati da privati, enti non commerciali (in relazione all’attività istituzionale), società semplici. In tali ipotesi, manca il presupposto soggettivo per l’applicazione del tributo, in quanto l’impianto è installato e gestito al di fuori dell’esercizio di un’attività d’impresa. La circolare dell’Agenzia delle Entrate 19 luglio 2007 n. 46 stabilisce che le somme corrisposte a titolo di tariffa incentivante per la produzione di energia fotovoltaica non vanno mai soggette all’applicazione dell’IVA, ancorché percepite da soggetti che realizzino e gestiscano l’impianto fotovoltaico nell’esercizio di attività professionali o imprenditoriali. Infatti, come rilevato dalla circolare, il termine tariffa deve essere inteso in senso atecnico, trattandosi non già di un prezzo o corrispettivo per la fornitura di energia prodotta dall’impianto, bensì di “una somma erogata per ristorare il titolare dell’impianto dei costi sostenuti per la costruzione dell’impianto medesimo e di quelli di esercizio”. Secondo l’Agenzia delle Entrate, la tariffa rappresenta in tal senso un contributo a fondo perduto, percepito dal soggetto responsabile dell’impianto senza che per ciò stesso faccia capo a quest’ultimo l’obbligo di prestare un servizio o cedere un bene in favore del soggetto che eroga le somme. Manca un rapporto di sinallagma

conseguentemente, il presupposto oggettivo stesso per l’applicazione dell’IVA. Ai fini dell’imposizione diretta, le somme corrisposte a titolo di tariffa incentivante assumono rilevanza qualora l’impianto venga utilizzato nell’ambito di un’attività d’impresa; oppure in caso di persona fisica, ente non commerciale o condominio che, pur non utilizzano l’impianto nell’ambito di un’attività d’impresa, vendono in rete l’elettricità prodotta dall’impianto in misura superiore rispetto ai propri consumi. L’impianto da 3 KWp oggetto di analisi adotta il regime di scambio sul posto ed è realizzato da un soggetto privato che non esercita attività d’impresa: la tariffa incentivante non rileva quindi ne ai fini IVA, ne ai fini dell’imposizione diretta.

DETERMINAZIONE DEL FLUSSO DI CASSA E CALCOLO DEL VAN

Il flusso di cassa da attualizzare per il calcolo del VAN è dato dalla differenza tra entrate e uscite monetarie relative ad un determinato periodo. Per quanto riguarda l’impianto preso in considerazione queste sono composte da:

Flusso in entrata

 Beneficio derivante dall’applicazione della tariffa incentivante riconosciuta dal Conto Energia all’elettricità prodotta.

 Beneficio derivante dal mancato pagamento della bolletta elettrica.

Flusso in uscita

 Spese annuali di manutenzione  Premio assicurativo annuale

Il grafico sottostante mostra l’andamento del flusso di cassa netto

durante il periodo di vita utile dell’impianto17_.

Come è possibile osservare il Flusso di cassa subisce una brusca contrazione dopo il ventesimo anno (linea rossa), infatti da questa data viene a mancare il contributo riconosciuto dal Conto Energia. Considerando che lo Stato elargisce una tariffa incentivante per un periodo di venti anni e che il finanziamento a cui si ricorre per la realizzazione dell’impianto fotovoltaico ha la medesima scadenza, venti anni è l’orizzonte temporale considerato per il calcolo del VAN. Poiché l’investimento iniziale è completamente finanziato i flussi di cassa netti precedentemente riportati sono attualizzati al tasso di finanziamento: 7%. L’investimento, come specificato nella tabella

sotto riportata, ha VAN positivo18_.

Valore attuale dei Flussi di cassa Investimento iniziale VAN

€ 24.626,47 € 19.800,00 € 4.826,47

VAN dell’investimento nell’impianto fotovoltaico da 3 KWp

Secondo il criterio decisionale del VAN l’investimento è conveniente; questa considerazione è supportata dal dato che emerge dal calcolo del TIR. Il tasso interno del rendimento dell’investimento è pari al 10,31% e supera di oltre tre punti percentuali costo opportunità del capitale, ovvero il tasso del finanziamento (7%). Ricordo che l’analisi è stata effettuata senza considerare l’inflazione; che sono stati utilizzati valori medi per cui i dati di costo, ma soprattutto quello relativo alla

produttività da cui dipende il beneficio generato dalla tariffa incentivante, possono variare significativamente da un’area di riferimento all’altra; inoltre non bisogna trascurare il fatto che c’è ancora incertezza in merito allo sviluppo futuro della normativa di riferimento (soprattutto in relazione alle modalità di smaltimento dei moduli). Per tali motivi un VAN piuttosto contenuto, 4.826,47 €, è sinonimo di un investimento al limite che deve essere valutato attentamente prima di essere realizzato.

IMPIANTO DA 1MWP

Nella presente sezione si valuta l’investimento in una centrale fotovoltaica di potenza installata pari a 1 MW. La taglia non è stata scelta a caso, l’appendice che conclude la Tesi descrive il progetto “Un ettaro di cielo”: ovvero la realizzazione di un campo fotovoltaico da un 1 MWp nel comune di Peccioli. Ci è sembrato quindi interessante fare un parallelo tra le motivazioni che hanno indotto la Belvedere S.p.a. (società promotrice) a intraprendere il progetto e i risultati della nostra valutazione. Inoltre, non trattando un caso concreto, la centrale rappresenta un utile punto di riferimento per le assunzioni necessarie alla valutazione:

 PRODUTTIVITA ELETTRICA DELLA CANTRALE19

Come per l’impianto da 3 KWp sono stati utilizzati i dati forniti dall’Enel per stimare la produttività media della centrale in esame. Facendo una media tra i dati di produttività elettrica forniti dall’Enel relativi a tre differenti aree geografiche: una al nord (Lombardia), una al centro (Lazio) e una al sud (Sicilia), si ottiene che una potenza installata di 1 MWp è in grado di produrre mediamente 1.185.000 KWh/a.

 REGIME

La centrale viene realizzata per vendere in rete l’energia prodotta, quindi è obbligatorio, secondo le disposizioni del Conto Energia, optare per il regime di cessione in rete. La scelta non poteva comunque essere diversa in quanto il Conto Energia non prevede la possibilità di optare per lo scambio sul posto per gli impianti di potenza installata superiore a 20 KW. Inoltre si ricorda che l’impianto fotovoltaico in questione, costituito da una serie di pannelli fotovoltaici installati al suolo, non è integrato. Il DM 19/02/2007, definendo le tre tipologie d’integrazione rilevanti ai fini della determinazione della tariffa incentivante, considera l’impianto fotovoltaico non integrato come quello “i cui moduli sono

installati al suolo o collocati su elementi di arredo urbano”. Non dovendo soddisfare ,quindi, il fabbisogno energetico di nessuna struttura è possibile cedere in rete la totalità dell’energia prodotta.  STRUTTURA FINANZIARIA DELLA SOCIETA’

I grandi impianti fotovoltaici sono generalmente realizzati in Project financing, ovvero attraverso la creazione di un’apposita unità economica per la realizzazione del progetto, in capo alla quale far ricadere il finanziamento. Questo consente la separazione economica e giuridica dell’investimento, i soggetti finanziatori fanno affidamento sui flussi di reddito generati dall’unità stessa per il rimborso del prestito. Il procedimento è piuttosto complesso e chiama in gioco numerosi attori, per cui si ricorre al Project financing per investimenti

non inferiori ai 10.000.000 €20_{. L’impianto da 1 MWp di seguito}

analizzato, comportando un investimento di poco superiore a 5.000.000 €, non rientra nei parametri richiesti dal Project financing. Si ipotizza comunque che l’investimento venga realizzato mediante una società appositamente costituita per la gestione della centrale. Per la costituzione della società è necessario effettuare la scelta in merito della struttura finanziaria da adottare; questa inciderà sulle modalità di finanziamento determinando l’ammontare degli oneri finanziari, e sui vari parametri che vanno a costituire il WACC quali il costo del capitale proprio (Ke) e il β di progetto. Non trattandosi di una società quotata le disponibilità finanziarie saranno limitate, è dunque impossibile pensare di realizzare l’investimento ricorrendo prevalentemente a mezzi propri. La Belvedere S.p.a. realizza il progetto “Un ettaro di cielo” coprendo il fabbisogno finanziario necessario per l’investimento per metà con capitale proprio e, per il resto, ricorrendo a capitale di terzi. La Belvedere, però, è una società a partecipazione pubblica (oltre la meta delle quote è detenuta dal comune di Peccioli), nata per la realizzazione e la gestione della discarica di Legoli dalla quale realizza consistenti ricavi che può investire anche in progetti collaterali. Mentre, quindi, la Belvedere inserisce il progetto di investimento nella centrale fotovoltaica in una struttura preesistente e avviata, la società che si va a costituire non può contare su flussi finanziari derivanti da altre attività per

realizzare l’investimento. Diventa così inevitabile fare ricorso in maniera prevalente al capitale di terzi: la società che realizzerà la centrale fotovoltaica si costituisce con un rapporto capitale di terzi/capitale proprio pari a 7/3.

Struttura finanziaria della società costituente

Come specificato in seguito, un rapporto superiore, ad esempio 8/2, non sarebbe sostenibile a causa dell’eccessivo onere finanziario che andrebbe a gravare sulla società costituente. Anche allungare il periodo di finanziamento a venti anni produrrebbe il medesimo risultato negativo.

DATI TECNICI DELL’IMPIANTO

Potenza installata 1 MWp

Regime Cessione in rete

Superficie occupata 30.000 mq

INVESTIMENTO INIZIALE

Il costo per KWp installato è sensibilmente minore rispetto ai piccoli impianti fotovoltaici, la possibilità di fare economie di scala su alcune componenti di costo riducono il prezzo del KWp che varia da 4.200 €

a 5.800 €21_{in funzione del potere contrattuale del soggetto investitore.}

Nella valutazione abbiamo pertanto scelto il valore di 5.000 €/. Nell’investimento iniziale è necessario considerare anche il costo per l’acquisto del terreno sul quale sarà installata la centrale; le distanze minime che devono intercorrere tra i moduli e le restrizioni generalmente richieste dai piani regolatori regionali generano un fabbisogno stimabile in 30.000 mq. Attualmente il prezzo di un terreno agricolo si aggira tra 1,5 €/mq e 5 €/mq, per cui al costo dei moduli andranno sommati tra i 60.000 € e i 150.000 € per l’acquisto del sito che ospiterà la centrale.

Potenza installata 1 KWp Costo del KWp 5.000 €/KWp 5.000.000 € Terreno 75.000 € Investimento iniziale 5.075.000 € COSTI RICORRENTI Manutenzione

Come per l’impianto da 3 KWp i costi di manutenzione sono in relazione diretta con la potenza installata. Generalmente variano dallo 0,5% all’1% del costo del KWp; per l’analisi è stato considerato un costo di manutenzione dello 0,7%. Essendo 5.000€ il costo del KWp installato avremo un costo annuale di manutenzione di 35.000 €

Assicurazione22

Il premio assicurativo è sempre legato alla potenza installata e ha cadenza annuale; dovendo realizzare un grosso impianto è possibile spuntare tariffe leggermente inferiori:

 3 €/KWp per danni diretti all’impianto  2 €/KWp per guasti macchina

 4 €/KWp per il furto

 5 €/KWp per danni indiretti all’impianto  10 €/KWp a garanzia della fornitura  7 €/KWp garanzia del montaggio

Il premio relativo alla fornitura e al montaggio viene corrisposto solo nel primo esercizio, quando viene realizzato l’impianto. Quindi, in base alle tariffe sopra riportate, avremo:

 Premio annuale: 14 €/KWp.

 Premio relativo all’anno di realizzazione dell’impianto: 31 €/KWp. I prospetti sotto riportati riassumono i costi operativi da sostenere annualmente.

COSTI OPERATIVI ANNUALI

Manutenzione 35.000 €

Assicurazione 14.000 €

Totale 49.600 €

COSTI OPERATIVI PRIMO ESERCIZIO

Manutenzione 35.000 €

Assicurazione 31.000 €

Totale 66.000 €

Abbiamo volutamente escluso dalla valutazione il costo del personale in quanto strettamente legato al tipo di organizzazione scelta dal soggetto investitore per la realizzazione del progetto. Trattandosi di una valutazione che considera un caso generale, effettuata quindi utilizzando dati medi, imporre un determinato tipo di organizzazione, piuttosto che un altro, non sarebbe stata una scelta congrua con l’impostazione del presente elaborato. Nella discussione dei risultati andrà quindi considerato il mancato onere relativo alla gestione del personale.

Oneri finanziari

Analizzando l’impianto da 3 KWp si era evidenziato come il mercato del credito abbia sviluppato appositi strumenti dedicati al finanziamento dell’energia pulita. Purtroppo le condizioni standard generalmente riscontrate riguardano investimenti ridotti per piccoli impianti fotovoltaici. Oltre i 100.00 € gli istituti di credito rimandano a contrattazione privata. Attraverso la disponibilità di un impiegato alla Cassa di risparmio di Pisa, Lucca e Livorno è stato possibile simulare il finanziamento necessario alla realizzazione del progetto. Di seguito riporto le condizioni proposte dalla banca:

- Importo finanziato: In base alla struttura finanziaria ipotizzata il fabbisogno finanziario generato dall’investimento sarà coperto per il 70% da capitale di terzi. Il finanziamento viene richiesto per un ammontare di 3.552.500 €

- Durata: 15 anni; non è possibile dilatare ulteriormente il periodo di rimborso.

- Periodicità di rimborso: semestrale.

- Tasso: La cassa di Risparmio di Pisa, Lucca e Livorno non ha acconsentito ad un finanziamento a tasso fisso, ma hanno proposto un finanziamento a tasso variabile rimborsabile semestralmente sulla base del tasso Euribor a sei mesi più uno spread di 1,5 punti percentuali. Attualmente il tasso di

Di seguito è riportato il dettaglio del piano di rimborso del finanziamento

Anno Interessi Quota capitale Rata 1 240.606,32 141.839,70 382.446,02 2 230.738,59 151.707,43 382.446,02 3 220.184,36 162.261,66 382.446,02 4 208.895,87 173.550,15 382.446,02 5 196.822,05 185.623,97 382.446,02 6 183.908,26 198.537,76 382.446,02 7 170.096,06 212.349,96 382.446,02 8 155.322,94 227.123,08 382.446,02 9 139.522,07 242.923,95 382.446,02 10 122.621,94 259.824,08 382.446,02 11 104.546,08 277.899,94 382.446,02 12 85.212,68 297.233,34 382.446,02 13 64.534,26 317.911,76 382.446,02 14 42.417,25 340.028,77 382.446,02 15 18.761,57 363.684,45 382.446,02 Piano di rimborso del finanziamento

La finanziaria 2008 ha rivisto il sistema di deducibilità degli interessi passivi contenuta nel Tuir. La nuova normativa, abrogano gli articoli 97 e 98, prevede l’eliminazione della “Thin Cup” e del “pro rata patrimoniale” e riscrive i limiti di deducibilità previsti nell’articolo 96. Sinteticamente, dal bilancio 2008, gli interessi passivi e gli oneri similari sono totalmente deducibili fino alla concorrenza degli interessi attivi e dei proventi assimilati. Per la quota eccedente sono deducibili solo nella misura del 30% del reddito operativo lordo (ROL). La norma così sintetizzata, in realtà è assai più complessa stabilendo deducibilità integrali e limitate, riporti a nuovo ed esclusioni oggettive e soggettive. Cercherò di chiarirne ora i principali aspetti.

 Interessi passivi da considerare ed esclusioni oggettive.

Ai fini della normativa, si considerano interessi passivi e oneri assimilati quelli derivanti da contratti di mutuo, dall’emissione di obbligazioni e titoli similari e da ogni altro rapporto di natura

finanziaria (voce C17 del conto economico), ma vanno sottratti gli interessi “impliciti” di natura commerciale (definizione non proprio felice, sembrerebbe escludere quelli eventualmente addebitati esplicitamente in fattura dal fornitore). Vanno viceversa aggiunti gli interessi derivanti da contratti di leasing (ed esposti alla voce B8 unitamente ai canoni di leasing per le imprese che non adottano gli Ias). Tra gli oneri assimilati vanno considerati tutti gli oneri rilevati nella voce C17 del conto economico, e quindi, indicativamente, oltre ad interessi e sconti passivi su finanziamenti, le commissioni passive e le spese bancarie e accessorie ai finanziamenti. Non vanno ricomprese le spese rilevate alla voce B7, per esempio, spese per custodia titoli, per valutazione di immobili nella concessione di mutui, canoni per noleggio di cassette di sicurezza, spese e commissioni di factoring diverse dagli oneri finanziari. Sono inoltre integralmente deducibili gli interessi passivi compresi nel costo dei beni (comma 1 lettera b del Tuir), in pratica gli interessi capitalizzabili, che cioè non concorrono alla formazione dei costi d’esercizio (interessi passivi relativi a prestiti contratti per la fabbricazione o acquisizione di beni che possono essere iscritti in bilancio ad aumento del costo dei soli beni materiali e immateriali strumentali per l’esercizio dell’impresa, fino al momento della loro entrata in funzione). Sono inoltre esclusi anche gli interessi passivi per finanziamenti ipotecari su immobili concessi in locazione dalle imprese immobiliari di gestione.

 Interessi attivi:

Ai fini della normativa vanno considerati gli interessi attivi e i proventi assimilati compresi gli interessi “impliciti” di natura commerciale (a differenza di quelli passivi che non sono considerati). Possono inoltre essere considerati nel computo degli interessi attivi, anche gli interessi “virtuali” calcolati al tasso di riferimento aumentato di un punto percentuale, ricollegabili ai tardivi pagamenti effettuati dalla pubblica amministrazione, rispetto alla comune prassi commerciale.

 Il meccanismo di calcolo.

Come sintetizzato, gli interessi passivi, con le esclusioni e le precisazioni sopra definite, sono deducibili al 100% fino a concorrenza degli i interessi attivi, definiti come riportato sopra. Calcolata quindi la quota deducibile (pari a zero per le società che non rilevano interessi attivi), l’eccedenza può essere dedotta solo per un importo non superiore al 30% del Risultato Operativo Lordo (ROL) della gestione caratteristica. Ai fini della normativa, il ROL è determinato dalla differenza tra l’aggregato A del conto economico e l’aggregato B del conto economico diminuito dell’importo degli ammortamenti dei beni materiali ed immateriali e dei canoni dei leasing [rispettivamente rilevati nelle voci 10 a) e b) e all’interno della voce B8 del conto economico].

 Le eccedenze

Le eccedenze di ROL e di interessi passivi indeducibili possano essere riportate agli esercizi successivi e precisamente:

 la parte del 30% del ROL eventualmente non utilizzato in un

periodo d’imposta (perché superiore alla quota degli interessi passivi) potrà essere riportata a nuovo per aumentare la misura della deducibilità negli esercizi successivi;

 anche gli interessi passivi non dedotti in quanto eccedenti il 30%

non vengono “persi”, ma potranno essere riportati ai periodi successivi nell’attesa di avere un ROL sufficientemente capiente. Infine, per i primi due anni di applicazione il tetto del 30% viene aumentato di una cifra fissa: 10.000 euro nel 2008 e 5.000 euro nel 2009.

Gli interessi passivi generati dal finanziamento eccedono il 30% del ROL per i primi otto esercizi andando a costituire una variazione in aumento del reddito fiscalmente imponibile. La norma prevede, comunque, la possibilità di recuperare gli oneri finanziari in eccedenza negli esercizi successivi che presentano un ROL capiente.

La totalità delle eccedenze registrate nei primi otto esercizi viene totalmente recuperata come variazione in riduzione del reddito fiscalmente imponibile entro il sedicesimo anno come mostra il grafico sottostante.

Variazione dell’imponibile fiscale a seguito dell’applicazione della normativa sugli interessi finanziari

Ammortamento

Una decisione rilevante ai fini dei risultati dell’analisi riguarda l’ammortamento. Secondo l’art 2426 del Codice Civile il costo delle immobilizzazioni, il cui utilizzo è limitato nel tempo, deve essere sistematicamente ammortizzato in ogni esercizio in base alla loro residua possibilità di utilizzo, ovvero in base alla vita utile del bene in questione. La quota di ammortamento si determina considerando il periodo di tempo in cui, ragionevolmente, il bene potrà cedere utilità a vantaggio della gestione. Tale periodo si determina, in genere, tenendo conto dell’obsolescenza provocata dall’uso, dalle politiche di manutenzione, e dalle previsioni sulle future evoluzioni tecnologiche. Fiscalmente, la quota di ammortamento, deve essere calcolata in misura non superire a quella risultante dall’applicazione dei coefficienti stabiliti nel D.m. 31/12/88. Questi sono stabiliti per categorie di beni omogenei in base al normale periodo di deperimento e consumo nei vari settori produttivi; le quote di ammortamento così calcolate sono fiscalmente deducibili dall’esercizio di entrata in

effettuare ammortamenti diversi rispetto all’aliquota ordinaria, previa dimostrazione del maggiore o minore utilizzo del bene. Nel caso dei moduli fotovoltaici, nulla è specificato in merito all’aliquota da applicare per il calcolo dell’ammortamento; poiché il Conto Energia riconosce una tariffa incentivante per la produzione di energia Elettrica da impianti fotovoltaici per un periodo di venti anni, è plausibile effettuare un ammortamento della medesima durata. La scelta di ammortamento è importante in quanto concorre alla determinazione dei flussi di cassa: concorrendo alla composizione del

reddito fiscalmente imponibile, l’ammortamento incide

sull’ammontare delle imposizione relativo all’esercizio che costituiscono una componente negativa nel calcolo del flusso di cassa. Dall’altro lato, l’ammortamento, non rappresentando un’effettiva uscita monetaria, non deve concorrere alla determinazione del flusso di cassa. Ciò comporta la necessità di rettificare le imposte di esercizio togliendo da queste la parte relativa all’ammortamento, calcolata applicando l’aliquota d’imposta sulla quota annuale. Il beneficio fiscale così calcolato andrà a costituire una componente positiva nella determinazione del flusso di cassa.

COMPONENTI POSITIVI

Contributo del Conto Energia

Il Conto Energia riconosce tariffe maggiori per impianti integrati di potenza inferiore a 3 KWp, mentre tariffe più basse sono riconosciute a impianti non integrati di potenza installata superiore a 20 KWp. Per questi è prevista una tariffa incentivante di 0,36 €/kWp che deve essere ridotta del 2% poiché l’impianto entrerà in vigore dopo il primo gennaio 2009. Quindi la tariffa riconosciuta per il canonico periodo di venti anni ammonta a 0,3528 €/KWp.

Ricavo derivante dalla vendita in rete dell’energia prodotta in eccesso

L’energia elettrica prodotta è venduta integralmente in rete, trattandosi di un impianto non integrato indipendente da una qualsiasi sorta di edificio, non esiste nessun fabbisogno elettrico da

soddisfare e l’attività dei moduli provoca un consumo infinitesimale. Per cui avendo ipotizzato una produttività costante di 1.185.000

KWh/a avremo un ricavo annuale medio di 101.150 €.23

REGIME FISCALE

Tariffa incentivante

Le somme percepite a titolo di tariffa incentivante come spiegato a pagina 75 non rilevano ai fini IVA, secondo l’Agenzia delle Entrate la tariffa rappresenta un contributo a fondo perduto percepito dal soggetto responsabile dell’impianto senza che sorga in capo a questi l’obbligo di prestare un servizio o cedere un bene in favore del soggetto che eroga le somme. La mancanza di un rapporto di scambio tra le prestazioni dei due soggetti porta all’assenza del presupposto oggettivo per l’applicazione dell’IVA.

Ricavi conseguiti tramite la cessione dell’energia al gestore della rete

Per gli impianti di potenza superiore a 20 KW, ai quali si ricorda non è applicabile la disciplina dello scambio sul posto, l’energia prodotta in eccesso e venduta in rete realizza l’esercizio di impresa commerciale indipendentemente dalla destinazione dell’impianto. Pertanto i proventi della cessione dell’energia in esubero costituiscono componenti positivi di reddito che concorreranno alla determinazione del reddito d’impresa.

Aliquota a monte

La circolare n. 46/2007/E (§ 7.1) ha sancito che all’acquisto o alla realizzazione di impianti fotovoltaici si applica l’IVA con aliquota pari al 10%, ai sensi del n. 127-quinquies) della Tabella A, Parte III, allegata al DPR 633/72. L’IVA assolta a monte dal responsabile dell’impianto risulta detraibile solo a condizione che l’impianto stesso sia utilizzato nell’esercizio di un’impresa,ovvero di un’attività artistica o professionale, giusta il disposto dell’art. 19 del D.P.R. n. 633/1972. L’Agenzia delle Entrate ha chiarito che l’esclusione della tariffa

incentivante dall’ambito di applicazione dell’IVA non implica