LatinaRomaMilanoDubai BENEFICI E CRITICITA’ DELLA REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO A BIOMASSE PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA Ing. G. Cicerone – Ing.

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3 BENEFICI E CRITICITA’ DELLA REALIZZAZIONE DI UN IMPIANTO A BIOMASSE PER LA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA Ing. G. Cicerone – Ing. M. Romani GENNAIO 2007

4 L’ATTIVITA’ DELLA CENTRALE LE PRESTAZIONI NOMINALI CASO ESEMPIO: 5 MWe netti in rete (@ 25°C ambiente e 60% U.R.). Rif. Biomassa legnosa al 45% di umidità. 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 °C Potenza netta esportabile 5000 kw Efficienza elettrica netta 24%

5 LE EMISSIONI GASSOSE Limiti di legge: rif. 11% in volume, fumi secchi. NOx < 200 mg/Nm3media giorno CO < 100 “ COT < 10 “ POLVERI < 30 media oraria SO2 < 200 media oraria L’ATTIVITA’ DELLA CENTRALE LE EMISSIONI GASSOSE

6 IL SISTEMA DI TRATTAMENTO DEI FUMI 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

7 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

8 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 LE EMISSIONI GASSOSE

9 TIPOORIGINEQUANTITÀ NOTE Ceneri pesanti dalla griglia e dai passaggi convettivi di caldaia Caldaia240 Kg/hr 45000 Nm 3 /h di fumi umidi Scarico a umido Ceneri dai cicloni Cicloni50 Kg/hrScarico a secco/umido Ceneri dai filtri a maniche Filtri a maniche40 Kg/hrScarico a secco/umido Effluenti liquidi di processo Impianti vari (spegnimento ceneri, spurgo torre evaporativa, eluati demi, drenaggi) 1,5 m 3 /hrTrattamento e scarico in corso d’acqua superficiale Depurazione reflui civili Servizi0,5 m 3 /hrFanghi asportati, acque al trattamento effluenti di processo VALORI ATTESI DELLE EMISSIONI SOLIDE E LIQUIDE L’ATTIVITA’ DELLA CENTRALE LE EMISSIONI SOLIDE E LIQUIDE

10 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’INDOTTO OCCUPAZIONALE L’ATTIVITA’ DELLA CENTRALE

11 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. L’INDOTTO OCCUPAZIONALE L’ATTIVITA’ DELLA CENTRALE

12 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

13 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

14 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

15 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. GESTIONE IL COMBUSTIBILE

16 SHORT ROTATION FORESTRY: 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. 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

17 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

18 COSTI DELLE ATTIVITA’ AGRICOLE COSTI DI PRODUZIONE SRF DI PIOPPO (tagli biennali) 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

19 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 STIMA DEI COSTI

20 SHORT ROTATION FORESTRY: 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 L’INDOTTO OCCUPAZIONALE

21 LE COLTIVAZIONI DI BIOMASSE L’INDOTTO OCCUPAZIONALE ASSISTENZA FORNITA ALLE AZIENDE AGRICOLE DAL TECNOLOGO DELLA S.R.F. 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;

22 LE COLTIVAZIONI DI BIOMASSE L’INDOTTO OCCUPAZIONALE ASSISTENZA FORNITA ALLE AZIENDE AGRICOLE DAL TECNOLOGO DELLA S.R.F. 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.

23 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).

24 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;

25 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;

26 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%)

27 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

28 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

29 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.) GLI IMPIANTI A BIOMASSA: I COMBUSTIBILI

30 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;

31 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;

32 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);

33 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.

34 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

35 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 CRITICITA’ TECNICHE DEGLI IMPIANTI A BIOMASSA

36 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

37 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

38 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

39 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). CRITICITA’ TECNICA DEGLI IMPIANTI A BIOMASSA

40 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’

41 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 medio- alta (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’

42 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). INCENTIVAZIONI E FINANZIABILITA’

43 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.);

44 Ricavi: CV (0,11 €/kwh) più vendita dell’energia elettrica (0,07 €/kwh); Analisi degli scenari per indagare l’influenza della taglia dell’impianto sulla convenienza economica dell’iniziativa; 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

45 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

46 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.) FATTIBILITA’ ECONOMICA DELLE INIZIATIVE