Latina
Roma
Milano
Dubai
BENEFICI E CRITICITA’ DELLA REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO
A BIOMASSE PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA
Ing. G. Cicerone – Ing. M. Romani
GENNAIO 2007
CASO ESEMPIO:
L’ATTIVITA’
DELLA
CENTRALE
5 MWe netti in rete (@ 25°C ambiente e 60% U.R.).
Rif. Biomassa legnosa al 45% di umidità.
LE PRESTAZIONI
NOMINALI
Consumo combustibile 10 t/hr (PCI 2000 Kcal/Kg)
Vapore alla Turbina (P&T) : 26 t/hr (50&450)
Energia al generatore (lordi):
5700 kw
Portata vapore allo scarico
22.8 t/hr
Temperatura fumi al camino
150
Potenza netta esportabile
5000 kw
Efficienza elettrica netta
24%
°C
L’ATTIVITA’
DELLA
CENTRALE
LE EMISSIONI
GASSOSE
LE EMISSIONI GASSOSE
Limiti di legge:
rif. 11% in volume, fumi secchi.
NOx
< 200 mg/Nm3
media giorno
CO
< 100
“
COT
< 10
“
POLVERI < 30
media oraria
SO2
< 200
media oraria
IL SISTEMA DI TRATTAMENTO DEI FUMI
L’ATTIVITA’
DELLA
CENTRALE
LE EMISSIONI
GASSOSE
• Sistema di abbattimento NOx (SNCR in
caldaia);
• Parziale
abbattimento
polveri
con
multiciclone a valle caldaia seguito da
reattore a secco per il trattamento dei gas
acidi (iniezione di reagente alcalino) e fltro
a maniche ad alta efficienza per la totale
depolverazione dei fumi;
• Camino alto 40 m;
• E’ previsto il monitoraggio in continuo di:
temperatura fumi, O2, CO, COT, SO2,
HCl, NOx, polveri;
• Installazione nell’area della centrale di una
centralina fissa di monitoraggio in continuo
dei principali
parametri meteorologici
(velocità e direzione vento, radiazione
solare; umidità, piovosità, temperatura).
L’ATTIVITA’
DELLA
CENTRALE
LE EMISSIONI
GASSOSE
RIDUZIONE DEGLI NOx IN CALDAIA
SNCR (< 200 mg/Nm3)
NOx trasformati in Azoto e Acqua attraverso
l’iniezione di prodotti chimici (soluzione di
Urea e additivi) in Caldaia (850<T<1000°C).
La soluzione acquosa di Urea (al 50%) non ha
classificazioni CEE ed è considerata un
prodotto sicuro. Per il suo stoccaggio e la sua
gestione non ci sono particolari richieste (es.
maschere antigas, apparecchi di respirazione,
lavatori e docce, necessari invece nel caso di
utilizzo di soluzioni ammoniacali).
Il sistema è dimensionato per produrre un
abbattimento degli NOx superiore al 50%
L’ATTIVITA’
DELLA
CENTRALE
LE EMISSIONI
GASSOSE
RIDUZIONE POLVERI AL CAMINO
< 5 mg /Nm3
Limite ottenuto con ciclone e filtro a maniche
ad alta efficienza.
Sistema in grado di produrre l’abbattimento
desiderato (da un max. di 6-10 gr/Nm3 di
polveri nei fumi tal quali) in tutto il campo di
funzionamento della Caldaia.
Il sistema è stato scelto per la sua capacità di
fornire prestazioni di abbattimento anche
notevolmente inferiori al limite di legge.
L’ATTIVITA’
DELLA
CENTRALE
VALORI ATTESI DELLE EMISSIONI
SOLIDE E LIQUIDE
LE EMISSIONI SOLIDE
E LIQUIDE
TIPO
ORIGINE
QUANTITÀ
NOTE
Caldaia
240 Kg/hr
45000 Nm3/h di fumi umidi
Scarico a umido
Ceneri dai
cicloni
Cicloni
50 Kg/hr
Scarico a secco/umido
Ceneri dai filtri a
maniche
Filtri a maniche
40 Kg/hr
Scarico a secco/umido
Effluenti liquidi
di processo
Impianti vari
(spegnimento
ceneri, spurgo
torre
evaporativa,
eluati demi,
drenaggi)
1,5 m3/hr
Trattamento e scarico in
corso d’acqua superficiale
Depurazione
reflui civili
Servizi
0,5 m3/hr
Fanghi asportati, acque al
trattamento effluenti di
processo
Ceneri pesanti
dalla griglia e
dai passaggi
convettivi di
caldaia
L’ATTIVITA’
DELLA
CENTRALE
L’INDOTTO
OCCUPAZIONALE
L’INDOTTO OCCUPAZIONALE E
PRODUTTIVO SUL TERRITORIO
• l’organico previsto per la gestione e
manutenzione dell’impianto e’ costituito da
30 persone,
• il personale sarà quasi completamente
selezionato in loco e istruito con corsi di
formazione,
• l’occupazione
indotta
sarà
legata
all’approvvigionamento e trasporto del
combustibile e alle connesse infrastrutture;
sono ipotizzabili 100 occupati su base
annua,
L’ATTIVITA’
DELLA
CENTRALE
L’INDOTTO
OCCUPAZIONALE
L’INDOTTO OCCUPAZIONALE E
PRODUTTIVO SUL TERRITORIO
• la necessità di reperire materiali e servizi
comporterà
un
notevole
sviluppo
dell’indotto di tipo industriale, commerciale
e artigianale,
• riprenderanno vigore attività quali l’utilizzo
delle potature.
GESTIONE
IL COMBUSTIBILE
GESTIONE DEL COMBUSTIBILE. Fanno
parte del sistema:
• Un edificio coperto, con pavimento
cementato dove le pale gommate, e tutti i
mezzi di trasporto autoscaricanti possono
entrare per scaricare il combustibile già
pronto per la Caldaia; sul fronte dell’edificio
n. 2 piani mobili di carico con coclee
dosatrici finali alimentano il sistema di
vagliatura ed il nastro di tarsporto alla
caldaia. Sui piani mobili potranno essere
dosati combustibili integrativi;
I piani mobili devono essere dimensionati
per contenere almeno 12 ore di
alimentazione con il combustibile di
progetto al carico nominale.
GESTIONE
IL COMBUSTIBILE
Gli stessi piani mobili dovranno consentire
l’alimentazione della caldaia in tutte le
condizioni (con tutti i tipi di materiali e loro
miscele).
Ogni piano mobile avrà la sua coclea di
scarico dimensionata per un range di
portate di 5-30 m3/h (con motore e
convertitore di frequenza).
All’interno del capannone un’area di circa
500 m2 sarà disponibile per stoccaggi di
materiali combustibili integrativi.
GESTIONE
IL COMBUSTIBILE
• Dai piani mobili, attraverso le coclee di
scarico, verrà alimentato il vaglio ed un
trasporto a nastro (preferito) o a catena
dimensionato per 60 m3/h di combustibile;
a questo punto il combustibile sarà nella
distribuzione dimensionale corretta.
• Il nastro di trasporto alimenta il silo orario di
caldaia. La capacità di questo silo è di
un’ora al carico nominale e dovrà essere
dimensionato
con
ridondanza
di
componenti meccanici (multicoclee sul
fondo) e forme adeguate a evitare ponti.
GESTIONE
IL COMBUSTIBILE
• Un’area, sempre all’interno del capannone,
divisa in settori (capace di stoccare almeno
100 m3 di materiale per settore) dove
possono essere stoccati i combustibili
integrativi (cippato di legno, stocchi di mais,
etc.); mediante pale questi combustibili
verranno caricati sui due piani mobili;
• Un sistema di alimentazione di emergenza
del silo orario dotato di hopper vibrante e
trasporto a catena.
SHORT ROTATION FORESTRY:
LE COLTIVAZIONI
DI BIOMASSE
IL PAESAGGIO
Boschi di pioppeti, salici, eucalipti (specie
arboree) e miscanto, ginestra, canna
comune (specie erbacee), a seconda dei
luoghi di produzione e delle condizioni
climatiche, costituiscono il paesaggio
prodotto dalle coltivazioni di biomasse.
Si tratta di coltivazioni a base legnosa a
breve ciclo di taglio (2 - 3 anni)
caratterizzate da crescita rapida ed elevata
produzione di biomassa.
LE COLTIVAZIONI
DI BIOMASSE
Il sito della piantagione deve essere scelto
nelle vicinanza della rete stradale ed in
prossimità della Centrale, per ridurre i costi
di trasporto.
Durante la crescita non sono necessarie
cure eccessive; l’uso di pesticidi è limitato.
LE COLTIVAZIONI
DI BIOMASSE
COSTI DELLE ATTIVITA’ AGRICOLE
COSTI DI PRODUZIONE SRF DI
PIOPPO (tagli biennali)
STIMA DEI COSTI
Produzione media verificata di SRF di
pioppo (Scuola Superiore S. Anna –
Pisa 2004):
17 t/ha.a di sostanza
secca (al 50-55% di umidità su base
umida)
• Costi impianto, manutenzione, raccolta
e stoccaggio, incluso trasporto su 50
Km:
700 €/ha
• Costo di produzione della biomassa
vendibile (per T di sostanza fresca al
45% di umidità):
23 €/t sf
LE COLTIVAZIONI
DI BIOMASSE
STIMA DEI COSTI
• Attività del tecnologo della SRF:
3 €/t sf
• Utile per l’Azienda Agricola:
20 €/t sf
• Costo per la Centrale per ton. di
sostanza fresca al 45% di umidità:
46 €/t sf
LE COLTIVAZIONI
DI BIOMASSE
SHORT
ROTATION
OCCUPAZIONALE
FORESTRY:
L’INDOTTO
L’INDOTTO
OCCUPAZIONALE
La necessità di produzione di legname comporta un
notevole indotto occupazionale nel settore primario, che
contraddistingue le centrali a biomasse da quelle a
combustibili tradizionali. Nelle foto, la produzione di talee in
serra e alcune fasi nel controllo della crescita di pioppeti.
LE COLTIVAZIONI
DI BIOMASSE
ASSISTENZA FORNITA ALLE AZIENDE AGRICOLE
DAL TECNOLOGO DELLA S.R.F.
L’INDOTTO
OCCUPAZIONALE
• Fornitura delle talee della pianta utilizzata
• Informazione circa la coltivazione della biomassa e
l’utilizzazione dei macchinari per i lavori di
impianto,manutenzione e raccolta;
• Ricerca e coinvolgimento delle Aziende Agricole (tramite
contratto tra Centrale e Azienda) entro un’area definita nei
dintorni della Centrale;
LE COLTIVAZIONI
DI BIOMASSE
ASSISTENZA FORNITA ALLE AZIENDE AGRICOLE
DAL TECNOLOGO DELLA S.R.F.
L’INDOTTO
OCCUPAZIONALE
• Fornitura di ogni tipo di sistema per la semina,trapianto e
raccolta delle talee;
• Assistenza in ogni fase colturale sino alla consegna;
• Ricerca delle forme di finanziamento.
IMPIANTI DI MEDIA TAGLIA PER IL TELERISCALDAMENTO CON
BIOMASSE SOLIDE (1 – 20 MW TERMICI)
 Impianti diffusi in Italia negli ultimi 15 anni
 Ad oggi si stima una potenza termica installata di 250 mw
 La tecnologia di combustione impiegata e’ la griglia mobile
 La soluzione tecnica oggi piu’ impiegata (orc – organic rankine cycle) si
basa sulla produzione di olio diatermico a temperature dell’ordine dei
300 °c per azionare macchine rankine a ciclo chiuso funzionanti a fluido
organico (olio siliconico).
IMPIANTI DI MEDIA TAGLIA PER IL TELERISCALDAMENTO CON
BIOMASSE SOLIDE (1 – 20 MW TERMICI)
 Il sistema di cogenerazione basato sulla caldaia ad olio diatermico e sul
turbogeneratore orc ha dimostrato di essere una soluzione affidabile,
efficiente ed economicamente interessante per i sistemi decentrati chp
nella gamma di potenza tra 500 kw e 1500 kwel per impianto;
 Valutazioni tecnico-economiche dimostrano, grazie ai certificati verdi,
che un impianto di cogenerazione nell’industria del legno ha un’ottima
redditivita’, anche in assenza di contributi statali e dopo il periodo dei
certificati verdi, purche’ si impieghi in cogenerazione per almeno 4000
ore/anno;
 Esempi di questo tipo di impianti di teleriscaldamento in italia sono
tirano (1100 kwel, 2003) e dobbiaco (1500 kwel, 2003); combustibile
cippato di legno;
CONSIDERAZIONI SUL CICLO ORC
 La resa di conversione da biomassa ad energia elettrica e’ di circa il
14%; il rendimento complessivo (chp) puo’ salire all’ 80% in
cogenerazione;
 Il fluido organico bolle nell’evaporatore grazie all’olio diatermico;
successivamente i vapori del fluido espandono nella turbina e poi
condensano nel condensatore grazie all’acqua di ritorno dalla rete di
teleriscaldamento (normalmente si opera in un intervallo di temperature
di 60-80°c);
 In assenza di domanda termica l’energia di condensazione viene
dissipata nell’ambiente e in queste condizioni e’ difficile ottenere un
esercizio economico;
CONSIDERAZIONI SUL CICLO ORC
 Rispetto alla generazione con turbine convenzionali a vapore vengono
conseguiti i seguenti vantaggi: alta resa della turbina, stress meccanici
limitati, possibilita’ di realizzare turbine a basso numero di giri
(tipicamente 3000 giri/min) il che permette il collegamento diretto
all’alternatore, lunga durata e bassa manutenzione della macchina (il
fluido di esercizio non corrode ed ha effetti di pulizia sulle superfici
interne);
 In ogni caso i vantaggi piu’ consistenti del ciclo orc sono legati alla
elasticita’ di funzionamento ed alle limitate esigenze gestionali, qualita’
che lo rendono la miglior soluzione negli impianti di teleriscaldamento di
media Potenza dove e’ necessario limitare l’impiego di manodopera ed
avere affidabilita’ di esercizio in assenza di controlli.
 Esempio di costo d’impianto: circa 4 mil. di euro per 1000 kwel e 5000
kwth con biomassa cippato di legno (rendimento caldaia ad olio
diatermico 80%)
GLI IMPIANTI A BIOMASSA: I COMBUSTIBILI
Le biomasse sono attualmente impiegate in:
 Impianti di piccola taglia di diversa concezione per la produzione di
energia termica;
 Impianti di media taglia (da 1 a 20 Mw termici) per utenze industriali e
sistemi di teleriscaldamento; con produzione di energia elettrica in
cogenerazione;
 Impianti di media-grande taglia (da 20 a 100 MW termici) per la
produzione dedicata di energia elettrica principalmente tramite processi
di combustione (gassificazione ancora in sviluppo);
GLI IMPIANTI A BIOMASSA: I COMBUSTIBILI
 Impianti per la fermentazione anaerobica di materiali residuali (reflui
zootecnici, civili o agro-industriali) e/o colture energetiche; biogas
utilizzato per produrre calore e/o elettricità;
 Impianti che impiegano biocombustibili liquidi perla produzione di
energia elettrica in cogenerazione (essenzialmente oli vegetali tal quali
o biodiesel) da oleaginose ed anche etanolo via fermentazione
alcoolica di specie zuccherine) .
GLI IMPIANTI A BIOMASSA: I COMBUSTIBILI
I combustibili impiegati sono, in ordine di importanza:
 Biomasse a base legnosa non trattate (da manutenzioni forestali,
segherie, colture dedicate, residui di potatura, imballaggi, etc.);
 Sanse di oliva esauste;
 Vinacce esauste, vinaccioli e farine di vinaccioli;
 Residui colturali diversi (stocchi e tutoli di mais, steli di sorgo, etc.);
 Residui di lavorazione (lolla di riso, gusci, residui di frutta, buccette,
etc.);
 Paglia di frumento;
 Altre colture energetiche (cardo, miscanto, canna, etc.)
BENEFICI OTTENIBILI DA INIZIATIVE DI COGENERAZIONE IN
IMPIANTI A BIOMASSA
•
Produzione di energia da fonte rinnovabile;
•
Neutralità ambientale rispetto alle emissioni influenti sull’effetto serra;
•
Adottando le colture energetiche conseguono vantaggi ambientali
derivanti dalla valorizzazione dei terreni incolti o abbandonati, in linea
con le disposizioni UE, nonché benefici per l’erosione del suolo agricolo
ed il dilavamento dei terreni, comportando il consolidamento di versanti
idrogeologicamente instabili. La possibilità di individuare un impiego
economicamente valido per i terreni non più soggetti a coltura è
particolarmente importante anche alla luce delle norme che tendono a
limitare la produzione agricola in Europa;
•
Sul piano economico, un maggior utilizzo delle biomasse può
consentire di fronteggiare la domanda interna di energia con una
riduzione del tasso di dipendenza dall’estero. Attraverso le biomasse e
lo sfruttamento delle colture energetiche si potrebbe coprire circa il 5%
della richiesta totale di energia elettrica;
BENEFICI OTTENIBILI DA INIZIATIVE DI COGENERAZIONE IN
IMPIANTI A BIOMASSA
•
Possibilità di utilizzare una quota parte dell’energia termica prodotta in
ambito locale, con sensibile riduzione dei costi energetici e aumento dei
vantaggi ambientali;
•
Ricadute occupazionali dirette ed indirette (fase della realizzazione
dell’impianto, personale impiegato per l’esercizio quasi tutto reperito in
loco, pulizia, manutenzione, raccolta e trasporto delle biomasse, etc.);
più in generale, attraverso un programma di recupero delle biomasse
avviato su scala nazionale (analisi Itabia) potrebbero essere creati circa
90000 posti di lavoro;
BENEFICI OTTENIBILI DA INIZIATIVE DI COGENERAZIONE IN
IMPIANTI A BIOMASSA
•
Sviluppo dell’indotto di tipo industriale, commerciale e artigianale per la
necessità di reperire materiali e servizi;
•
Le emissioni della centrale termoelettrica sono depurate e controllate
dai sistemi di trattamento fumi (normalmente i residui di biomasse
agricole e forestali vengono bruciati localmente aumentando il rischio di
incendi e l’inquinamento atmosferico);
L’INTERESSE PER LO SVILUPPPO DELLE BIOMASSE IN ITALIA
•
La dinamica di crescita del comparto è assai limitata e non
consente di prevedere il raggiungimento degli obiettivi fissati di
sostituzione di fonti fossili e di riduzione dei gas serra.
Per avvicinarsi agli obiettivi è necessario migliorare la situazione
relativa a:





Costi impiantistici;
Disponibilità ed affidabilità della risorsa combustibile;
Costo del combustibile variabile con tendenza al rialzo;
Iter autorizzativi lunghi e incerti;
Contesto legislativo in continua evoluzione (in particolare limiti
alle emissioni sempre più stringenti);
 Filiera agricola – industriale da sviluppare;
 Accettabilità degli impianti a livello sociale.
CRITICITA’ TECNICA
DEGLI IMPIANTI A
BIOMASSA
CRITICITA’ TECNICHE DEGLI IMPIANTI A BIOMASSA
 La preparazione del combustibile:
deve essere resa semplice ed
affidabile, cercando nello stesso tempo di produrre miscele di
combustibile omogenee. I sistemi automatici di alimentazione del
combustibile nel fine settimana e di notte necessitano di attenzioni e
manutenzione notevoli, e sono spesso la causa di fermate
dell’impianto. E’ sempre necessario un sistema di emergenza per
l’alimentazione dei sili orari di caldaia;
CRITICITA’ TECNICA
DEGLI IMPIANTI A
BIOMASSA
CRITICITA’ TECNICHE DEGLI IMPIANTI A BIOMASSA
 La combustione:
ogni biomassa combustibile o miscela di
biomasse comporta la scelta del combustore più adatto (griglia mobile
a gradini, tavola vibrante, griglia travelling, letto fluido, etc.); sempre da
verificare anche con le esperienze esistenti. La scelta è spesso dettata
dai limiti di emissione (es. CO 50 mg/Nm3) e dalla necessità di evitare
sporcamenti eccessivi causati dalla fusione delle ceneri e corrosioni
delle superfici di scambio a causa della presenza di Cl nel combustibile;
importante è verificare i contenuti di Cl nella biomassa e il suo
contenuto di ceneri e loro composizione (es. Na, K). Prima della scelta
finale bisogna sempre cercare di stabilire con certezza quali saranno le
biomasse utilizzate;
CRITICITA’ TECNICA
DEGLI IMPIANTI A
BIOMASSA
 I rendimenti d’impianto:
visti gli elevati costi del combustibile, il
rendimento netto del sistema deve essere il massimo possibile. I
parametri del ciclo (T e P) vanno però scelti in funzione delle biomasse
da utilizzare, per evitare problemi in caldaia (corrosioni). Tenedo conto
che il combustibile non è mai completamente omogeneo, devono
essere evitati i cicli termici complicati. Scelte equilibrate (es. 450 °C e
50 bar) consentono l’esercizio dell’impianto anche per 8000 ore/anno e
maggiore flessibilità sul combustibile, con possibilità di utilizzare in
quota parte biomasse inizialmente non previste (es. sanse di oliva,
farine di vinaccioli, lolla di riso,etc.) senza rischi eccessivi per le
superfici di scambio.
CRITICITA’ TECNICA
DEGLI IMPIANTI A
BIOMASSA
Scelte più spinte (es. 520 °C e 90 bar) comportano rendimenti più
elevati ma anche rischi notevoli di fermate per corrosioni e sporcamenti
eccessivi in caso di utilizzo di combustibili diversi da quelli
originariamente previsti; anche i costi d’impianto sono più elevati e la
gestione più difficile. Se si vogliono massimizzare i rendimenti con
recuperi termici (preriscaldo aria o condensato) sulla linea fumi prima
del camino, è necessario fare molta attenzione alle condensazioni
acide ed al tipo di soluzione per lo scambiatore (tubi nudi, alettati, con
soffiatura a vapore, etc.).
CRITICITA’ TECNICA
DEGLI IMPIANTI A
BIOMASSA
 La linea fumi:
la tecnologia consente ormai di raggiungere in
modo relativamente facile i limiti di emissione imposti dalle
autorizzazioni. Gli attuali limiti per le biomasse si possono ottenere con
sistemi completamente a secco (più semplici e facili da gestire dal
personale di Centrale). Per le linee fumi le criticità sono il rispetto dei
limiti di emissione del CO (spesso 50 mg/Nm3) e scendere sotto i 100
mg/Nm3 per gli NOx (servono sistemi catalitici, difficili da operare con
efficienza).
CRITICITA’ TECNICA
DEGLI IMPIANTI A
BIOMASSA
 Le ceneri: la scelta del sistema di estrazione e stoccaggio ceneri (a
secco/umido, quali correnti conglobare, etc.) va fatta in base al
combustibile utilizzato ed alle possibilità di smaltimento (es. cementifici,
conglomerati cementizi, recuperi ambientali, produzione di fertilizzanti,
etc.) che si possono avere nel comprensorio servito dall’impianto.
Scelte iniziali errate o incomplete comportano notevoli difficoltà
gestionali e spesso rendono necessarie modifiche e integrazioni
impiantistiche.
 La sala controllo:
è importantissimo addestrare bene gli operatori,
stabilendo procedure di esercizio e linee guida (in particolare per la
combustione) dalle quali scostarsi il meno possibile, evitando che ogni
operatore gestisca l’impianto a suo modo. L’organigramma di centrale
deve prevedere una funzione di controllo degli operatori (consente di
massimizzare la produzione).
INCENTIVAZIONI E FINANZIABILITA’
INCENTIVAZIONI E
FINANZIABILITA’
 Sulle effettive quote di utilizzazione delle biomasse influiscono in
modo particolare gli incentivi disponibili:
• meccanismo dei Certificati Verdi (CV) per l’energia elettrica
(preceduti dal provvedimenti CIP 6), che attualmente valgono
circa 0,11 €/kwh (ai quali occorre aggiungere il valore
dell’energia, circa 0,07 €/kwh). Periodo di 12 anni;
• CV anche per l’energia termica, 0,049 €/kwh, oltre la vendita
dell’energia; per utenze integrate in rete pubblica. Periodo di 8
anni.
• La legge 488 che utilizza fondi comunitari e che, nella sua
ultima edizione, prevede la copertura degli investimenti
attraverso un contributo in conto capitale, un finanziamento
agevolato erogato dalla CDP ed un finanziamento a tasso
ordinario. Limite di potenza fissato dalla 488: 50 Mw elettrici.
• Le iniziative nazionali e regionali a favore delle coltivazioni
legnose a rapido accrescimento e delle filiere energetiche in
generale.
INCENTIVAZIONI E
FINANZIABILITA’
 Nel complesso è evidente uno scollamento tra i vari incentivi e
sarebbe auspicabile una revisione organica del quadro generale
per offrire maggiori certezze agli investitori (es. cosa fare degli
impianti dopo 12 anni di CV);
 La fascia di spesa per gli impianti a biomassa risulta
notevolmente diversa da quella legata all’energia convenzionale,
essendo compresa tra qualche milione di € (piccoli impianti di
cogenerazione) e parecchie decine per impianti di potenza medioalta (10 – 20 Mwel);
 Agli Istituti di Credito che operano nel settore energia e ambiente
è oggi richiesta una finanza innovativa che miri ad una più attenta
valutazione tecnico – economica delle proposte, stima della loro
redditualità e predisposizione di operazioni strutturate in grado di
fornire risposte in tempi adeguati assumendo come garanzia il
rientro economico dell’investimento;
INCENTIVAZIONI E
FINANZIABILITA’
 Ci sono attualmente Istituti di Credito che offrono assistenza alle
imprese (“Project Financing” – rientro dell’investimento tramite
canalizzazione dei ricavi) e valutano insieme agli imprenditori più
ipotesi al fine di strutturare un piano finanziario soddisfacente.
Vengono stabiliti i parametri economico-finanziari di base, le
modalità previste per l’erogazione (in genere più stadi di
avanzamento), la durata dell’operazione nelle sue fasi, la
possibilità di canalizzare i flussi economici derivanti dalla vendita
dell’energia e dalla cessione dei CV, il rapporto equity-debt e le
eventuali garanzie accessorie (fidejussioni, performance bond,
polizze varie, etc.);
 E’ utile segnalare che sono stati recentemente attivati accordi tra
Istituti di Credito e associazioni di categoria (APER, etc.) volti a
creare linee di credito privilegiate per gli operatori del settore
(percorsi guidati, anche via internet, per la presentazione delle
istanze di finanziamento).
FATTIBILITA’ ECONOMICA DELLE INIZIATIVE
 La configurazione dell’iniziativa:
• quantità di combustibile disponibile, eventuali biomasse integrative
ottenibili dal comprensorio considerato; quantità di ceneri;
• Costi del combustibile, inclusi trasporti;
• Scelta del tipo di impianto; costi di investimento (in funzione della
taglia – t/anno trattate) e di esercizio;
• Ipotesi sulle ore di funzionamento/anno;
• Durata dell’iniziativa (12 anni, periodo CV);
• Simulazione su taglie diverse; parte termica (teleriscaldamento)
considerata come opzione separata in quanto in genere basata su
variabili e ipotesi con notevoli incertezze e complessità.
• Definizione dei parametri del finanziamento (capitale a prestito,
costo capitale a debito, tasso di sconto, inflazione, etc.);
FATTIBILITA’
ECONOMICA
DELLE INIZIATIVE
 Ricavi: CV (0,11 €/kwh) più vendita dell’energia elettrica (0,07
€/kwh);
 Analisi degli scenari per indagare l’influenza della
dell’impianto sulla convenienza economica dell’iniziativa;
taglia
 Indici di fattibilità economica: per ogni scenario (potenza in
rete/costo impianto) si valutano:
• il valore attuale netto a 12 anni (VAN);
• Il tasso interno di ritorno a 12 anni (TIR);
FATTIBILITA’
ECONOMICA
DELLE INIZIATIVE
 In genere il valore del combustibile condiziona in modo
determinante gli indici finanziari;
 Si considera il valore di TIR (~20%) che rende il rischio
accettabile; si verifica così la taglia ottimale dell’impianto (in
genere la più grande). Il combustibile necessario deve essere
effettivamente disponibile nel comprensorio considerato ed ai
costi ipotizzati;
 4 Mw el. soglia minima per la sola produzione di energia elettrica;
 Si valutano anche il costo del combustibile che rende accettabili
anche gli scenari di taglia inferiore ed il costo che li rende
insostenibili tutti. Si hanno in tal modo gli spazi operativi
disponibili per la scelta finale;
FATTIBILITA’
ECONOMICA
DELLE INIZIATIVE
 Fattibilità economica in cogenerazione. Da considerare:
• Definizione dei fabbisogni termici delle utenze;
• Costi investimento aggiuntivo (parte termica impianto più dorsali di
distribuzione); costi di esercizio;
• Minor produzione elettrica per la stessa taglia in cogenerazione;
• Costo evitato gasolio per riscaldamento utenze;
• CV termici per 8 anni (0,049 €/kwh);
 Il TIR migliora nettamente anche per le taglie più piccole; è però
importante che le utenze termiche abbiano le caratteristiche
ipotizzate dal punto di vista delle dimensioni, del carico termico e
dell’andamento del fabbisogno;
 La fattibilità della parte termica è comunque subordinata ad
approfondimenti con i soggetti interlocutori sul territorio (Enti
locali, Aziende multiutilities, privati, etc.) e tecnologici (fattibilità e
costi distribuzione, etc.)