Modello Finanziario Fotovoltaico 1 MW

Perché la taglia da 1 MW

• Procedura autorizzativa semplificata (PAS) invece dell'autorizzazione unica regionale.
• Connessione alla rete agevole in Media Tensione (sotto 1 MW resta in Bassa Tensione, oltre richiede Alta Tensione e iter più lunghi).
• Soglia di accesso al PNRR 40% a fondo perduto per impianti agrivoltaici/CER in Comuni sotto i 50.000 abitanti.

Come funziona la leva PNRR / CER nel modello

• Con il toggle "ATTIVO (CER)": il 40% del CAPEX è coperto da fondo perduto, ma il ricavo per MWh è più basso a livello di singolo MWh venduto a mercato — nel modello si usa un ricavo medio integrato più alto (default € 120/MWh) perché include la tariffa premio GSE incassata come "Terzo Produttore" della CER oltre alla vendita dell'energia.
• Con il toggle "DISATTIVO (Mercato)": niente fondo perduto, ma niente vincoli CER/DNSH/prezzari PNRR — ricavo ipotizzato a puro prezzo di mercato/FER X (default € 75/MWh).
• Il feedback dell'EPC contractor è di evitare il fondo perduto: tetti di costo dei prezzari PNRR, burocrazia DNSH, tempi di erogazione a consuntivo GSE, complessità di gestione della CER. Il modello permette di confrontare i due scenari fianco a fianco.

Le leve per ridurre l'equity cash (il punto chiave)

La banca, nel Project Finance, richiede una quota di equity "contabile" (il CAPEX netto non coperto dal debito). Questo non deve essere necessariamente cash versato dai soci — può essere in parte sostituito da contributi già di proprietà della Holding, riconosciuti dalla banca come equity:

• Development Fee capitalizzata: il valore di terreni, permessi e pratiche "ready-to-build" già sviluppati dalla Holding (stimato € 80.000–120.000/MW) viene apportato in SPV come conferimento in natura/valorizzazione, non come assegno.
• Vendor Financing / SAL differito: l'EPC contractor differisce una quota del proprio margine al collaudo (COD), oppure viene erogato un prestito soci subordinato — riduce ulteriormente il cash da anticipare.
• Nel modello, queste due leve vengono applicate in sequenza fino a coprire l'intera equity contabile: prima la Development Fee, poi il Vendor Financing per l'eventuale residuo. Quello che avanza dopo aver coperto tutta l'equity contabile è "eccedenza" e non serve.

Ipotesi sul debito

• Rata calcolata con formula PMT (rata costante) su tasso e durata modificabili (default 5% / 12 anni).
• Il debito copre una quota impostabile del CAPEX netto (dopo il fondo perduto, se attivo) — default 80%.

Ipotesi su IRR e vita del progetto

• L'IRR è calcolato sui flussi di cassa netti dell'equity realmente investita in contanti (equity cash, dopo le leve), non sull'equity contabile — per questo le leve di equity-zero, riducendo il capitale versato, alzano l'IRR percepito dal socio a parità di progetto.
• Vita del progetto ipotizzata: 25 anni (modificabile). Durante gli anni di debito il flusso è EBITDA − rata; dopo l'estinzione del debito il flusso torna a coincidere con l'intero EBITDA.
• Semplificazioni: nessuna degradazione della produzione dei pannelli, nessuna inflazione su ricavi/costi, nessun valore residuo dell'impianto a fine vita. Sono scelte prudenziali/neutre per non appesantire il modello — da affinare con dati reali del produttore pannelli e dell'EPC.

⚠️ Modello indicativo per allineamento interno — tutti i numeri (prezzi energia, tassi, OPEX, valore Development Fee) sono stime da validare con il commercialista e il partner EPC prima di qualunque decisione.