Calcolo degli altri parametri 1 Costi di manutenzione

I costi di manutenzione sono stati calcolati come il 3% del PEC (Purchased Equipment Cost), comprendenti anche il costo degli operatori [61].

6.2.3.2 Tariffa di rigassificazione

Per quanto riguarda la tariffa di rigassificazione, si è consultato il portale di ARERA dove sono disponibili le tariffe applicate ai rigassificatori italiani di Livorno, Panigaglia e Rovigo. Essendo dei tre l’unico onshore, cosi come gli impianti analizzati, quello di Panigaglia è stato scelto come riferimento per le tariffe riguardanti il servizio di rigassificazione.

Figura 118: Tariffa di rigassificazione per l'utilizzo del terminale di Panigaglia della società GNL Italia SPA

Considerando le varie voci presenti, oltre ad un piccolo maggioramento dovuto alla qualità del funzionamento degli impianti considerati, si è scelto di prendere come valore quello di 5 €/mc liquido/anno. Quindi all’interno dell’Optimizer Spreadsheet di Aspen si è ricavata la quantità di GNL rigassificato annualmente in metri cubi, partendo dalla portata considerata nelle diverse simulazioni; per fare ciò si è ipotizzato che la sezione di rigassificazione lavori costantemente per 335 giorni, ovvero per circa 8040 ore annuali.

149 6.2.3.3. Costo del gas naturale

Il costo del gas naturale è stato preso direttamente dal sito del GME (“Gestore dei Mercati Energetici”) facendo una media dei prezzi di vendita del gas naturale sulla rete nazionale nell’ultimo anno [62].

Figura 119: Esiti e prezzi del mercato del gas naturale nell'ultimo anno (Fonte GME)

Il prezzo medio ottenuto è stato di 21.2 €/MWh. Tael prezzo si riferisce al gas che viene consumato per l’alimentazione della camera di combustione della turbina a gas. In teoria tale flusso non dovrebbe costituire una perdita dal punto di vista economico in quanto il gas viene prodotto direttamente dalla rigassificazione di una piccola quota del GNL in ingresso al sistema; per cui se proprio di perdita si vuol parlare, basterebbe non considerare tale frazione all’interno dei guadagni derivanti dalla tariffa di rigassificazione.

Tuttavia come già enunciato, gli impianti di rigassificazione sono degli hub che forniscono solo un servizio e non sono direttamente proprietari del gas che trattano; per cui è necessario attribuire un valore a questa quota di gas, in quanto rappresenta un input che è necessario fornire per il suo funzionamento e non può essere considerata come una fonte gratis, dato che poi non verrà comunque immessa in rete. Si è scelto per questo di attribuirgli un prezzo pari a quello del mercato gas in cui si immette il gas stesso. Un’altra ipotesi poteva essere quella di considerare come se si acquistasse una parte del GNL sul mercato per alimentare il gruppo turbogas, pagando il prezzo del GNL; questa però è stata scartata proprio perché non è direttamente l’impianto un ente adibito ad approvvigionarsi da solo.

Per il costo del gas naturale è stato poi considerato, nel periodo di servizio dell’impianto, un aumento del prezzo del 10% in 25 anni, giustificato considerando che dall’andamento storico il prezzo sembra destinato a calare o al più a rimanere costante; come scelta cautelativa è stato quindi considerato un lieve aumento.

150 Figura 120: Andamento prezzo del gas naturale all'ingrosso negli ultimi anni. Il trend di discesa sta continuando

lungo tutto l’arco del 2019.

6.2.3.4. Costo dell’energia elettrica

Supponendo che parte dell’energia elettrica prodotta dagli impianti considerati venga autoconsumata in loco per i fabbisogni di elettrificazione e di funzionamento dell’area portuale, ed un parte venga venduta direttamente in rete, il sistema assume la configurazione di una vera e propria utenza industriale. I guadagni di tale configurazione dal punto di vista elettrico riguardano il fatto di non rendere necessario il prelievo di una quota di energia elettrica dalla rete, by-passandone così i costi di acquisto sul mercato nazionale, e di vendere alla rete stessa una ulteriore quota di energia prodotta.

Per il prezzo dell’energia elettrica destinata ad autoconsumo, anche in questo caso si sono presi come riferimento quelli nazionali italiani, in particolare quelli riferiti ai consumatori industriali appartenenti alla fascia dei consumi superiori ai 150,000 MWh all’anno, date le potenze richieste ai sistemi analizzati. La logica del confronto, sia tra le diverse configurazioni sia tra i sistemi integrati e quelli separati, permette di poter considerare i prezzi di un mercato nazionale, come quello italiano, sia per l’energia elettrica che per il gas in quanto è sufficiente creare delle condizioni di parità di per il confronto dei diversi schemi, anche se poi l’analisi condotta ha una valenza generale che prescinde dal possibile luogo di installazione. Consultando i dati riportati sul portale EUROSTAT riguardo ai prezzi dell’energia elettrica per la fascia di consumo considerata, il prezzo disponibile per l’Italia a fine 2018 è di circa 0.08€/kWh, al netto

151 dell’IVA e di altre tasse e prelievi recuperabili [63]. Tale prezzo è stato poi considerato in lieve aumento (10% in 25 anni) per gli stessi motivi ipotizzati nel caso del gas naturale. Per il prezzo dell’energia elettrica venduta in rete si è invece svolta un’analisi di sensitività considerando un prezzo pari, inferiore del 10% ed inferiore del 20% a quello preso a riferimento per l’autoconsumo. L’energia venduta alla rete viene infatti acquistata dal GSE a prezzi generalmente inferiori a quelli di prelievo da parte delle utenze.

Figura 121: Andamento storico prezzo energia elettrica negli ultimi anni (valori medi mensili PUN

6.2.3.5. Tasso di sconto

Dai dati di letteratura il tasso di sconto risulta sempre compreso tra il 5 ed 10%. Come valore di riferimento si è preso il 6%, valore riscontrabile in diversi articoli scientifici in cui si effettua l’analisi economica di impianti di produzione elettrica.

6.2.3.6 Ore operative

Se per la sezione di rigassificazione si è fissato un funzionamento continuo per 8040 ore annue, per il funzionamento del sistema integrato si è svolta un’analisi di sensitività supponendo un funzionamento a pieno regime rispettivamente per 6000h e per 7000h. La stessa suddivisione delle ore è stata fatta per i due sistemi separati con cui si effettua il confronto.

152 6.2.3.7. Configurazione con impianti separati

Per quanto riguarda l’analisi degli impianti separati, si è supposto che la sezione di rigassificazione sia costituita soltanto da una pompa e da uno scambiatore ad acqua di mare, anche qui senza considerare i vari sistemi ausiliari che comunque sarebbero presenti anche nel caso dei sistemi integrati; per il sistema di produzione elettrica si è invece considerata la stessa turbina scelta in precedenza (GE LM6000 DLE), alimentata con gas naturale prelevato dalla rete e funzionante sempre con aria in ingresso alle condizioni di progetto, senza sistemi di pre-raffreddamento. La stima del VAN per questa configurazione è stata fatta considerando quindi:

 Costi di installazione dello scambiatore ad acqua di mare della pompa per la sezione di rigassificazione, valutati secondo la procedura ed i parametri visti in precedenza;

 Costo di acquisto della turbina gas, compreso di installazione e collaudo;

 Spesa per la manutenzione dei due impianti, pari al 3% dei costi totali;

 Spesa per l’acquisto del gas naturale dalla rete, secondo il prezzo già stabilito;

 Guadagno dovuto alla tariffa di rigassificazione in base alla portata di GNL rigassificato;

 Guadagno dovuto al risparmio di energia elettrica da prelevare dalla rete poiché prodotta tramite turbina a gas, con il prezzo stabilito in precedenza; Sempre considerando un tasso di sconto del 6%, per la sezione di rigassificazione si è supposto un funzionamento di 8040 ore annue, mentre per la turbina l’analisi è stata condotta per 7000 ore e per 6000 ore equivalenti di funzionamento.