Il modello economico preliminare dichiara circa 6,8 miliardi di euro di investimento. Il dato è interessante, ma non va trasformato in promessa di rendimento finché non sono pubblicati cash flow, fonti dei prezzi e analisi di sensibilità.

Il capitolo in 8 slide

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Slide originali · dati auditati nel testo

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Nota di audit del carosello. CAPEX, NPV, LCOE, IRR e payback presenti nelle slide appartengono al modello economico originario. Non sono considerati validati finché non saranno disponibili cash flow, formule, fonti dei prezzi e analisi di sensibilità.

Le ipotesi dichiarate

Il modello preliminare utilizza CAPEX unitari compresi tra 1.600 e 950 €/kWp in funzione della taglia, OPEX annuo pari all’1,2% del CAPEX, assicurazione 0,3%, degrado 0,5% annuo, WACC 4%, autoconsumo 60%, energia autoconsumata valorizzata 180 €/MWh ed energia immessa 120 €/MWh.

Sono ipotesi di scenario, non prezzi garantiti. Devono essere datate e collegate a fonti. Mancano inoltre, nella documentazione auditata, il trattamento di IVA e fiscalità, costi di connessione, progettazione, gare, sostituzione inverter, indisponibilità, curtailment e valore residuo.

Perché la taglia cambia l’economia

Un grande ospedale può ospitare centinaia di kWp e beneficiare di economie di scala. Un municipio da poche decine di kWp sostiene costi unitari più elevati. Anche la producibilità locale incide: a parità di tetto, il Centro-Sud può produrre più energia annua. Ma la redditività non dipende soltanto dall’irraggiamento: contano il profilo di consumo, il prezzo evitato, la capacità di immettere in rete e la continuità operativa.

Perché IRR, LCOE e payback sono sospesi

La versione originaria riportava LCOE, IRR e tempi di ritorno per cluster. L’audit non ha potuto replicarli perché il cash flow non era disponibile. Di conseguenza questi valori non vengono usati come raccomandazione di investimento negli articoli. Il claim «NPV oltre il doppio del capitale» è stato eliminato: anche assumendo 10 miliardi di NPV e 6,8 miliardi di CAPEX, il rapporto è circa 1,47, non superiore a due.

Il modello economico che va pubblicato

• fonti e data di ogni costo unitario;
• cash flow annuale per cluster e aggregato;
• quota di autoconsumo basata su profili orari distinti;
• scenari su prezzi dell’energia e remunerazione dell’immissione;
• sensitivity su CAPEX, WACC, degrado e sostituzione inverter;
• costi di connessione, progettazione, gara, assicurazione e manutenzione;
• trattamento coerente di imposte, IVA, incentivi e valore residuo.

Come leggere oggi i 6,8 miliardi

Il numero va interpretato come ordine di grandezza prodotto dal modello. Diviso per 5,68 GW equivale a circa 1.197 €/kWp medi, un valore compatibile con una combinazione di impianti piccoli e grandi ma non sufficiente a validare il budget. La vera domanda non è soltanto «quanto costa», ma quali portafogli di edifici permettono di ridurre costi transazionali e aumentare autoconsumo e bancabilità.

Il potenziale industriale

Una pipeline nazionale potrebbe essere strutturata per lotti omogenei: ospedali, scuole di grande superficie, edifici amministrativi e piccoli comuni. Questo consentirebbe capitolati standard, acquisti aggregati, contratti di manutenzione e finanza di progetto. La priorità economica definitiva, però, deve seguire un modello replicabile.