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Tecnica
aprile 2014
LA TERMOTECNICA
Energie Rinnovabili
di A. Caffarelli
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Analisi di sensitività per la bancabilità di un impianto biogas,
al variare dell’orizzonte incentivante nel range 2012 - 2015
L’obiettivo del presente studio è la valutazione della bancabilità di un progetto per la realizzazione di un impianto biogas, nell’attraversamento
dell’orizzonte temporale 2012→2015 (Goal1), e la ricerca del chiavi in mano €/kW per la realizzazione del biogas-impianto, tale che l‘IRR% (1)
di progetto stimabile al 2015 si mantenga nell’intorno dell’IRR% di progetto originario. A tal fine si è condotta una sensitivity analysis al variare
della coppia di parametri [€/kW; tariffa onnicomprensiva] (2).
SINTESI EVOLUTIVA DEL SISTEMA INCENTIVANTE
ASSOCIATO ALL’UTILIZZO DI BIOGAS
L’entrata in vigore del DM 6 luglio 2012 (decreto FER) ha modificato l’impianto incentivante associato alla produzione di energia elettrica da IAFR,
secondo l’orientamento del DLGS 28/2011 in attuazione della direttiva
2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili. Il vecchio sistema incentivante associato al biogas [Feed-in
Tariff 0,28 euro/kWh; Potenza ≤ 1MW; orizzonte tariffario 15 anni],
non distinguendo tra prodotti e sottoprodotti biologici in alimentazione al
digestore, se da un lato ha dato luogo anche a realizzazioni “off-shore” con
allontanamento dal concetto di generazione distribuita e aumento dei prezzi
del mais, dall’altro ha contribuito all’esplosione del settore con circa 1.000
impianti in esercizio alla fine del 2012. L’entrata in vigore del decreto FER per
il biogas (tetto di potenza incentivabile per il 2014 pari a 160 MW), valido
fino a tutto il 2015, orizzonte tariffario esteso a 20 anni, prevedendo tariffe
più alte per l’utilizzo di sottoprodotti di origine animale/vegetale, al diminuire della classe di potenza dell’impianto (Figura 1), ha di fatto orientato il
mercato verso soluzioni sempre più “miniaturizzate” (obbligo di iscrizione al
registro GSE per potenze superiori a 100 kW), andando anche a mitigare
l’eco-impronta del biogas-impianto, grazie a un uso razionale della risorsa
in input/ouptut al digestore (tariffa massima per massimo 30% in massa di
prodotti derivanti da colture dedicate).
Il DM 5 dicembre 2013 ha aggiunto poi una periferica all’impianto
incentivante: l’upgrading del biogas. Il biometano incentivato potrà essere
utilizzato per l’iniezione nella rete-gas, per utilizzo cogenerativo CAR, invece
nel comparto dell'autotrasporto potrà essere utile per raggiungere l'obiettivo
al 2020 del 10% di energia rinnovabile nei trasporti. Attualmente l'Italia è
il Paese europeo con più mezzi alimentati a metano: oltre 600.000. Ma la
to-do-list per rendere di fatto operativo il decreto è ancora aperta: mancano
le delibere dell’AEEG e le regole tecniche del GSE (Figura 2).
Il biogas e il biometano rappresentano elementi strategici per il completamento del processo di trasformazione e inversione dei paradigmi energetici
FIGURA 1 - Tariffa Onnicomprensiva per impianti biogas e premi
tariffari [€/MWh] - Fonte: elaborazione AIEL - www.aiel.cia.it
FIGURA 2 - To-Do-List biometano Fonte: elaborazione CIB - www.consorziobiogas.it
1
Internal Rate of Return of an investment
2
Sensitivity Analysis e Capital-Budgeting eseguite con evoluzione software Biosim_Pro1.0, “Sistemi a biomasse, Bocci, Caffarelli, D’Amato, Villarini - 2011 - Maggioli editore”
Dott. Ing. Alessandro Caffarelli - Vice Presidente Intellienergia Srl
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in atto, ma dovranno fare i conti nei prossimi anni, non solo con burocrazia
tecnica, ma anche con un contesto fortemente caratterizzato da overcapacity, e in parte oversupply prospettica.
IPOTESI DI LAVORO
Cliente produttore: azienda agro-zootecnica (a cui è associato il relativo
profilo fiscale), proprietaria al 100% di effluenti zootecnici e terreni per
produzione silosorgo posizionati entro 1 Km di distanza massima dalla
centrale biogas. Allevamento bovini sul posto.
Potenza impianto: 250 kW
Biomasse a disposizione:
-- letame bovino maturo: 6.564 t/anno;
-- liquame bovino da carne 4.353 t/anno
-- silosorgo 2.200 t/anno
FIGURA 3 - Biomasse a disposizione in sito
Si segnalano due calcolatori web gratuiti, per la stima della potenza elettrica
estraibile in riferimento ai quantitativi e tipologie di substrati a disposizione:
--calcolatore 1: http://www.tpenergy.eu/pages_ita/raccoltadati/
calcola_risultati.php
-- calcolatore 2: http://www.impiantidicogenerazione.com/calcolaletame-liquame_144.htm
Nel caso oggetto del presente studio, si riporta l’output di calcolo nella
Figura 4.
FIGURA 4 - Verifica utilizzo calcolatore 1 per stima potenza
estraibile dal sito oggetto dello studio
Costi input al digestore:
-- costo colturale silosorgo, compreso trasporto al digestore massima
distanza 1 km da centrale biogas: 30 €/t;
-- costo logistica effluenti zootecnici al digestore: 1 €/t (allevamento bovini
sul posto).
Costi output dal digestore:
-- costo spandimento digestato fase solida (85% dell’input al digestore) su
terreni limitrofi entro 1 km di distanza da centrale biogas: 1€/t;
-- costo spandimento digestato fase liquida (95% dell’input al digestore) al
netto della quota re-immessa nel processo fermentativo (circa 55% del
liquame iniziale) su terreni entro 1 km di distanza da centrale biogas: 1€/t
Strutture incentivanti e di regolazione commerciale dell’energia
termoelettrica scambiata con la rete:
-- scenario ≤ 2012 → Tariffa Onnicomprensiva 0,28 €/kWh per 15 anni;
-- scenario 2013-2018 → Tariffa Onnicomprensiva 0,236 €/kWh per 20
anni al 2013 (-2% per anni successivi);
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-- per i due scenari alla chiusura del periodo incentivante si è considerato
l’esercizio impiantistico in Ritiro Dedicato RiD per 10 anni (Scenario 2012)
e 5 anni (Scenario 2013-2018);
-- valorizzazione energia termica solo per autoconsumo necessario al
funzionamento del biogas-impianto.
Producibilità: ore equivalenti nette 7.580,30 kWh/kW (al netto della
copertura consumi ausiliari impianto, perdite nei sistemi di trasformazione
etc, Figura 6).
O&M tecnico/amministrativo:
-- 3,85 c€/kWh inflazionati Istat, comprensivo di gestione tecnica
amministrativa impianto, manutenzione ordinaria termoelettrica e
cogeneratore, manutenzione biologica + 2 manutenzioni tecniche
straordinarie al 10° anno e 20° anno pari al 12% del costo di investimento
anch’esso inflazionato (sostituzione/rigenerazione gruppo cogeneratore
dopo circa 80 e 160 mila ore);
-- oneri istruttoria GSE scenario post 2012 come da decreto FER;
-- oneri gestione tariffa onnicomprensiva scenario post 2012 come da
decreto FER;
-- oneri gestione RiD alla fine dell’esercizio tariffario onnicomprensivo, per
ambedue gli scenari.
Tassi e parametri finanziari:
-- tasso inflazione ISTAT 1% per ipotesi costante nel tempo di esercizio
impiantistico ipotizzato a 25 anni;
-- WACC% (Weighted Average Cost of Capital) = 10%;
-- finanziamento 15 anni, equity 25%, tasso fin 7,5%.
Architettura algoritmo economico: prevede due dinamiche per l’inflazione
delle voci concorrenti ai flussi di cassa anno per anno. La prima dinamica
“pilota” le voci relative a tutto ciò che è collegabile all’energia nel senso
stretto della parola; queste voci vengono cosi indicizzate rispetto al tasso
di inflazione annuo dell’energia (Istat + deriva) per ipotesi pari a 1,75%
costante nel tempo. La seconda dinamica indicizza le voci che concorrono
alla determinazione dei flussi di cassa, utilizzando il tasso di inflazione
annuo Istat. Ad esempio i costi d’esercizio sono indicizzati rispetto al tasso
Istat. Tutte queste voci concorrono alla determinazione dei flussi di cassa,
attualizzati per mezzo del WACC%.
Nei casi di finanziamento con mutuo o leasing, la determinazione del
Valore Attuale Netto del progetto avviene attraverso il metodo del Valore
Attuale Netto Modificato (VAM), il quale corregge il Valore Attuale Netto
del progetto se finanziato interamente da capitale proprio per considerare
i costi e i benefici legati a diverse modalità di finanziamento. Nel caso in
esame, le correzioni apportate riguardano i benefici legati al trattamento
fiscale degli interessi sul mutuo (Tax Shield).
FIGURA 5 - Architettura algoritmo economico
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SENSITIVITY ANALYSIS
Sensitivity analysis: si è effettuata una sensitivity analysis (1.050 simulzioni)
su IRR% e DSCR (3), di tipo bidimensionale al variare della coppia di
parametri (A; B) dove:
A = valore del kW installato all-inclusive [€/kW], variabile nel range
[6.000,00; 8.400,00]
B = evoluzione temporale della tariffa incentivante nel range [≤31 dicembre
2012; 2015].
Il benchmark IRR% è stato posto pari al WACC%%, il benchmark DSCR è
stato posto pari a 1,4.
FIGURA 7 - Evoluzione IRR% (25 anni) nel range 2012→2015
FIGURA 6 - Dal cogeneratore alla rete elettrica di distribuzione
CONCLUSIONI
Si è posta l’attenzione su di una potenza nominale pari a 250 kW, nuovo
standard di riferimento per impianti biogas taglia medio-grande (effetto
miniaturizzazione dovuto allo switching tariffario in riferimento ai 300 kW).
Goal 1: nel passaggio 2012→2013, si registra una diminuzione dell’IRR% di
circa 3 punti percentuali, avendo posto pari a 6.600,00 €/kW, per la classe
di potenza 250, l’offerta chiavi in mano censita nel quadrimestre novembredicembre 2012, gennaio-febbraio 2013. Si ricorda che nell’attraversamento
2012→2013 la struttura incentivante oltre alla modifica del valore della TO
subisce anche un’espansione dell’arco temporale incentivante da 15 a 20
anni, di cui si è tenuto conto nell’elaborazione dell’analisi. Nel passaggio dei
successivi periodi incentivanti, si registra una diminuzione dell’IRR% pari a
circa mezzo punto percentuale, con tendenza alla stabilizzazione.
Goal 2: il chiavi in mano €/kW al variare dell’orizzonte temporale tale
che la redditività dell’investimento si mantenga nell’intorno IRR=15%
(originario, novembre 2012), dovrà tendere allo sfondamento del muro
dei 5.000 €/kW. Attualmente, per questa classe di potenza impiantistica,
il chiavi in mano all-inclusive (progettazione e servizi + allestimento sito +
impianto) si assesta nell’intorno dei 5.700 €/kW.
Ragionando in uno scenario post-incentivi, appare chiaro, anche
senza l’evidenza del calcolo oggetto di una successiva analisi in fase di
elaborazione, che affinché sia possibile esercire biogas-impianti in gridparity il soggetto responsabile dovrà coincidere con un “prosumer”, con
profilo energivoro significativo tendente sia a valorizzare al massimo la parte
termica oggi ancora poco utilizzata sia a rendere efficiente la gestione della
risorsa in input/output al digestore.
3
Debt Service Coverage Ratio
FIGURA 8 - Evoluzione DSCR (25 anni) nel range 2012→2015
FIGURA 9 - Evoluzione ΔIRR% (25 anni) nel range 2012→2015