Den preliminära ekonomiska modellen anger en investering på cirka 6,8 miljarder euro. Siffran är intressant, men den bör inte förvandlas till ett avkastningslöfte förrän kassaflöden, priskällor och känslighetsanalyser har publicerats.

Kapitlet på 8 bilder

Bläddra igenom det ursprungliga karusellen som skapats för det här kapitlet. Bilderna har optimerats för webben och laddats upp till WordPress mediabibliotek.

Originalbilder · reviderade uppgifter i texten

‹›

1 / 8

På smartphone swipar du åt sidorna. På tangentbordet använder du höger och vänster piltangent.

Revisionsnotering för karusellen. CAPEX, NPV, LCOE, IRR och payback i bilderna tillhör den ursprungliga ekonomiska modellen. De anses inte vara validerade förrän kassaflöden, formler, pris- och kostnadskällor samt känslighetsanalyser finns tillgängliga.

De uttryckta hypoteserna

I den preliminära modellen används enhetskostnader (CAPEX) på mellan 1 600 och 950 €/kWp beroende på anläggningens storlek, årliga driftskostnader (OPEX) motsvarande 1,2% av CAPEX, försäkring 0,3%, årligt värdeminskning 0,5%, WACC på 41 TP3T, egenförbrukning på 601 TP3T, värdet på egenförbrukad energi på 180 €/MWh och värdet på inmatad energi på 120 €/MWh.

Det rör sig om scenariohypoteser, inte garanterade priser. De måste vara daterade och kopplade till källor. Dessutom saknas i den reviderade dokumentationen hantering av moms och skatter, anslutningskostnader, projektering, upphandlingar, växelriktarbyte, tillgänglighet, nedcurning (curtailment) och restvärde.

Varför storleken förändrar ekonomin

Ett stort sjukhus kan rymma hundratals kWp och dra nytta av stordriftsfördelar. En kommun med några tiotal kWp har högre kostnader per enhet. Även den lokala produktionsförmågan spelar in: med samma takarea kan centrala och södra Italien producera mer energi per år. Men lönsamheten beror inte enbart på solinstrålningen: även förbrukningsmönstret, den undvikna kostnaden, möjligheten att mata in energi i nätet och driftskontinuiteten spelar en viktig roll.

Varför IRR, LCOE och återbetalningstid är pausade

I den ursprungliga versionen angavs LCOE, IRR och återbetalningstider per kluster. Vid granskningen gick det inte att återskapa dessa värden eftersom kassaflödesdata inte fanns tillgängliga. Följaktligen används inte dessa värden som investeringsrekommendationer i artiklarna. Påståendet «NPV mer än dubbelt så stort som kapitalet» har tagits bort: även om man antar ett NPV på 10 miljarder och CAPEX på 6,8 miljarder är förhållandet cirka 1,47, vilket inte överstiger två.

Den ekonomiska modell som ska publiceras

• källor och datum för varje enskild enhetskostnad;
• årligt kassaflöde per kluster och sammanslaget;
• andel för egenkonsumtion baserad på separata timprofiler;
• scenarier för energipriser och ersättning för inmatning;
• känslighet för CAPEX, WACC, degrado och växelriktarbyte;
• anslutningskostnader, projektering, upphandling, försäkring och underhåll;
• konsekvent hantering av skatter, moms, incitament och restvärde.

Hur man läser de 6,8 miljarderna i dag

Talet ska tolkas som storleksordningen som produceras av modellen. Dividerat med 5,68 GW motsvarar det cirka 1 197 €/kWp i genomsnitt, ett värde som är kompatibelt med en kombination av små och stora anläggningar men inte tillräckligt för att validera budgeten. Den verkliga frågan är inte bara «hur mycket det kostar», utan vilka fastighetsportföljer som gör det möjligt att minska transaktionskostnader och öka egenanvändning och bankmässighet.

Den industriella potentialen

En nationell pipeline skulle kunna struktureras i homogena partier: sjukhus, stora skolor, administrativa byggnader och mindre kommuner. Detta skulle medge standardiserade specifikationer, samordnade inköp, underhållskontrakt och projektfinansiering. Den slutgiltiga ekonomiska prioriteten måste dock följa en replikerbar modell.