La creazione di valore nel settore delle energie rinnovabili. Due modelli valutativi a confronto.

Seguendo dunque lo schema di rendiconto finanziario, in primis occorre spiegare le assumption effettuate sui ricavi operativi. Nella fase di raccolta dei bilanci, tali ricavi sono stati scomposti in una serie di voci quali il “prezzo dell’energia”, il “load factor”, la “capacità installata” e il “prezzo e la quantità degli incentivi”.
Tranne che per il caso della capacità installata su cui si tornerà più avanti, le altre voci assumono andamento fortemente variabile. A causa di tale variabilità, queste grandezze rappresentano le più complicate assumption da effettuare per stimare l’entità dei flussi futuri.

L’aleatorietà che contraddistingue ciascuna delle variabili dei ricavi operativi viene inserita nei due modelli di valutazione in modo diverso: nel caso dell’analisi di scenario si individuano tre combinazioni di variabili (scenari low, reference e high) in base alle quali si calcola il valore dell’azienda; nel caso invece della Simulazione Montecarlo si individuano distribuzioni di probabilità per ciascuna variabile. Per i dettagli riguardanti gli scenari e le distribuzioni si rimanda al capitolo 3 in cui l’analisi si sdoppia nei due modelli valutativi utilizzati. Rimanendo tra le variabili che influenzano i ricavi operativi, sono necessarie altre tre assumption riguardanti la quantità di energia sottoponibile a CV, il load factor e la capacità installata:

1) nei bilanci storici la quantità di energia sottoponibile a CV è sostanzialmente uguale alla quantità di energia prodotta. Ciò significa che gli impianti sono tutti classificati come IAFR. EGP rappresenta l’eccezione in quanto buona parte della capacità installata in idroelettrico e geotermico non possiede la qualifica IAFR. Ciò comporta che al 2010 solo il 20% dell’energia prodotta da idroelettrico e geotermico sia sottoponibile a incentivazione. L’assumption effettuata prevede che gli impianti installati dal 2011 in poi siano tutti classificati come IAFR e, dunque, che la produzione relativa a tale capacità installata sia totalmente incentivata.

2) Essendo il load factor il numero medio di ore di funzionamento per MW installato, l’ammontare di tali ore dipende, oltre che dai fattori meteorologici,
anche dal periodo dell’anno in cui gli impianti entrano in funzione. Matematicamente, il load factor all’anno t è pari alla media delle ore di funzionamento degli impianti ponderata per la capacità installata a cui le ore di funzionamento fanno riferimento.