Analisi prezzo sviluppo FV
Guida operativa per operazioni di M&A su progetti fotovoltaici
Guida alla determinazione del prezzo di sviluppo di impianti fotovoltaici
Il modello parte dal costo totale impianto per MWp, già comprensivo della quota di sviluppo, e calcola l’IRR risultante per l’investitore in funzione dell’EBITDA operativo stabilizzato. La quota di sviluppo richiesta viene quindi analizzata come componente del costo totale e confrontata con benchmark di mercato ed economie di scala, al fine di valutarne la coerenza finanziaria.
Parametri del modello
Sintesi negoziale e range di prezzo
Il modello misura innanzitutto l’IRR risultante sul costo totale impianto e poi verifica se la quota di sviluppo richiesta sia coerente, in termini relativi, con benchmark di mercato ed economie di scala.
Il primo controllo riguarda la compatibilità tra costo totale impianto e IRR risultante. Solo in un secondo momento il modello analizza se la quota di sviluppo richiesta, ricompresa nel costo totale, sia coerente con benchmark di mercato, costo effettivo di sviluppo ed economie di scala.
Curva a scalare: costo, mercato e revisione
La curva mostra come il benchmark di mercato possa essere moderatamente corretto al crescere della taglia del progetto. Il costo effettivo per MWp segue un profilo in 3 fasi: una discesa iniziale più ripida sulle taglie piccole e medie, una fase intermedia più morbida e una fase finale quasi piatta sulle taglie elevate, coerente con livelli intorno a 40.000 €/MWp oltre 30 MWp e 30.000 €/MWp oltre 50 MWp. Il prezzo richiesto resta comunque da verificare rispetto all’IRR target dell’investitore.
Assunzioni tecniche della curva
La curva del costo effettivo di sviluppo è costruita con un profilo in 3 fasi, per rappresentare in modo più realistico il comportamento delle economie di scala nel fotovoltaico utility scale.
Fase 1: sulle taglie piccole e medio-piccole la riduzione del costo per MWp è più rapida, in quanto l’incidenza dei costi fissi iniziali si diluisce velocemente all’aumentare della potenza.
Fase 2: tra le taglie intermedie la discesa prosegue in modo più morbido, riflettendo il fatto che una parte delle economie di scala è già stata assorbita.
Fase 3: sulle taglie elevate la curva tende ad appiattirsi, convergendo verso circa 40.000 €/MWp oltre 30 MWp e verso circa 30.000 €/MWp oltre 50 MWp, salvo specificità progettuali.
Questa impostazione non sostituisce il benchmark di mercato, ma serve a costruire una revisione più coerente con la reale dinamica dei costi e con le esigenze di closing dell’operazione.
Logica del modello
Il costo totale impianto viene testato contro la capacità del progetto di generare EBITDA. L’IRR risultante è calcolato in forma semplificata come rapporto tra EBITDA operativo stabilizzato e costo totale per MWp. La quota di sviluppo richiesta è letta come componente interna di tale costo totale.
Successivamente, la revisione del valore attribuito allo sviluppo viene costruita mediante una logica intermedia tra benchmark di mercato corretto per scala e costo effettivo di sviluppo, così da individuare una quota più sostenibile e coerente con il closing.
Osservazioni finanziarie
“La quota di sviluppo richiesta deve essere verificata innanzitutto come componente del costo totale impianto e rispetto all’IRR effettivamente generato per l’investitore. Solo dopo tale verifica è possibile valutarne una revisione coerente con benchmark di mercato, costo effettivo di sviluppo ed economie di scala.”
Conclusioni
Disclaimer professionale
La presente guida ha finalità tecnico-valutative e negoziali e non costituisce parere legale, fiscale, contabile o finanziario vincolante, né sostituisce una due diligence tecnica, autorizzativa, urbanistica, contrattuale o bancaria sul singolo progetto.
I risultati ottenuti dipendono integralmente dai parametri inseriti e rappresentano valori orientativi utili a supportare la determinazione di un prezzo di sviluppo ragionevole nell’ambito di trattative M&A.