Page 34 - Gestione Energia

Imp.
Gas Naturale
Equity 35%
- Di cui ESCO 90%
- Di cui Cliente finale 10%
Debito tramite Mutuo 65%
Quota parte risparmi ESCO 80%
Quota parte risparmi Cliente Finale 20%
Tabella 1. Struttura finanziaria del caso studio
Tabella 2. Profittabilità dell’intervento
getto di un cogeneratore a gas naturale da installare in parallelo ad una più datata centrale termica a gasolio al servizio di un impianto produttivo, al fine di produrre vapore, acqua calda ed elettricità.
L’impianto selezionato è in grado di erogare 300 kW elettrici, 177 kW di acqua calda e 159 kW di vapore, coprendo il 60% del carico termico annuale e il 75% del carico elettrico: il dimensionamento è stato con- dotto massimizzando il numero di ore di funzionamen- to (7500 h/anno) e puntando a valorizzare il più possi- bile l’elettricità e il calore prodotti al fine di ottenere la qualifica di Cogenerazione ad Alto Rendimento, fon- damentale alla luce della nuova normativa sui Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (SSPC).
Il progetto è finanziato dalla ESCO attraverso la formu- la del contratto a risparmi condivisi secondo la struttu- ra finanziaria rappresentata in Tabella 1.
Attraverso il calcolo dei flussi di cassa e assumendo una durata dell’investimento di 6 anni (al termine del quale l’impianto diventa di proprietà del cliente finale), un tasso di interesse del mutuo pari al 4%, un costo del capitale di Equity pari al 18% per la ESCO e pari al 12% per il cliente finale, è possibile ricavare gli indici di profittabilità riassunti in Tabella 2.
L’analisi di profittabilità presentata assume costanti le variabili della simulazione lungo tutta la vita utile del progetto, nonostante questa condizione non sia, de facto, mai verificata.
Per questo motivo è necessaria un’analisi di sen- sitività sulle variabili che non sono sotto il diretto controllo di ESCO e banche; la Tabella 3 riassu- me tale analisi, evidenziando come i principali ri- schi siano quelli legati alla variazione di domanda energetica da parte del cliente finale (dovuta, ad esempio, ad una contrazione del mercato di rife- rimento) e alla variazione del prezzo del gas natu- rale. In particolare, anche piccole variazioni di tali fattori provocano un fortissimo impatto negativo in termini di profitto per la ESCO e di rischio di insolvibilità per la banca.
Riflessioni conclusive
Nel corso di questo articolo si è evidenziato come senza un’analisi di sensitività sui principali fattori di ri- schio, la redazione di un business plan, anche struttu- rato per progetti complessi come l’installazione di un impianto di cogenerazione, rischi di diventare solo un mero esercizio teorico.
L’individuazione, la quantificazione e la mitigazione dei rischi è un’attività centrale nella pianificazione di un progetto e vede il suo compimento nella redazione di specifici contratti atti a tutelare le varie parti in causa, allocando i rischi in modo appropriato.
Ciò rende necessaria l’adozione di modelli flessibili ed accurati come quello presentato in questo artico- lo, che permettano la simulazione dei rischi connessi all’investimento in differenti possibili scenari sia po- sitivi che negativi, con l’obiettivo di aiutare le ESCO nella pianificazione ad hoc dei progetti in tutta la loro trasversalità.
Imp. Gas Naturale
ESCO TIR 32.0%
PBT 3.0
Cliente TIR 93%
PBT 1.24
Banca DSCRmedio 1.8
Imp. Gas Naturale
Variabile Variazione TIR DSCRm
Caso Base / 32% 1.8
Domanda +15% 38% 2.1 Energetica - 15 % 19% 1.3
Prezzo +3% Annuo 20% 1.4 Gas Naturale - 3% Annuo 40% 2.2
Prezzo TEE +15% 33% 1.9 - 15 % 28% 1.6
Tassi +15% 28% 1.6 di Interesse - 15 % 33% 2.0
Tabella 3. L’analisi di sensitività
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MERCATO & FINANZA