4 Analisi economica dell’investimento per la nuova unità cogenerativa
4.1 Comparazione dei costi di produzione e breve introduzione al meccanismo di asta della
Si condurrà in questa sezione un paragone in termini di costi variabili di produzione, corrispondenti al costo del consumo di gas naturale richiesto per produrre un determinato quantitativo di energia elettrica e del costo associato alle emissioni di anidride carbonica. Per il combustibile, si hanno dei costi inevitabili relativi all’acquisto della materia prima, il cui attuale prezzo per la centrale di Linate si attesta a circa 0,30 €/ m3 per l’anno 2019,
comprensivo anche degli oneri di trasporto che del costo della materia prima.
Tuttavia il suo valore segue delle logiche di mercato che non sono attualmente possibili prevedere con accuratezza, perciò per la successiva analisi economica che si svolgerà nel proseguo del capitolo il suo valore verrà fatto oscillare per compiere delle analisi di sensitività.
Nel corso di questa preliminare analisi comparativa, per semplicità, si manterrà l’attuale valore di acquisto pari come detto a 0,30 €/ m3 .
Per quanto riguarda l’anidride carbonica emessa dalle unità produttive della centrale di Linate, come per tutte le centrali in Italia ed Unione Europea, anch’essa comporta un costo di produzione non indifferente.
Il Sistema Europeo di Scambio di Quote di Emissione ( EU ETS acronimo inglese che sta per “European Union Emission Trading System”) è il principale strumento adottato
dall'Unione Europea, in attuazione del Protocollo di Kyoto, per ridurre le emissioni di gas a effetto serra nei settori energivori.
Istituito dalla Direttiva 2003/87/CE (Direttiva ETS), l'EU ETS regolamenta il cap&trade in Europa per gli impianti industriali, per il settore della produzione di energia elettrica e termica e per gli operatori aerei.
Viene definito un sistema cap&trade perché fissa un tetto massimo (cap) al livello complessivo delle emissioni consentite a tutti i soggetti vincolati, ma permette ai partecipanti di acquistare e vendere sul mercato (trade) diritti a emettere CO2 (quote)
secondo le loro necessità, all'interno del limite stabilito.
La Direttiva ETS prevede che, dal primo gennaio 2005, gli impianti in Europa con elevati volumi di emissioni non possano funzionare senza un'autorizzazione ad emettere gas serra. Ogni impianto autorizzato deve monitorare annualmente le proprie emissioni e
compensarle con quote di emissione europee (European Union Allowances, EUA e European Union Aviation Allowances, EUA A - equivalenti entrambi a 1 tonnellata di CO2 eq.) che possono essere comprate e vendute sul mercato.
Ogni anno in Unione Europea le quote di emissione vengono assegnate a titolo oneroso tramite aste pubbliche, che sono un meccanismo di assegnazione delle quote di emissione valide per adempiere agli obblighi dello European Union Emissions Trading Scheme (EU ETS).
Dal 2013 il collocamento a titolo oneroso tramite asta è il meccanismo cardine per l'assegnazione delle quote, salvo eccezioni legate alla tutela della competitività dei settori manifatturieri sui mercati internazionali.
L'assegnazione, a partire da quella data, garantisce efficienza nella formazione di un prezzo di riferimento per la CO2 in Europa, promuove l'internalizzazione dei costi ambientali,
contribuisce al passaggio verso mix energetici sostenibili e favorisce gli investimenti in efficienza energetica.
I produttori di energia elettrica (come la centrale di Linate) e gli impianti che si occupano di cattura, trasporto e stoccaggio di CO2 devono approvvigionarsi sul mercato delle quote necessarie per coprire il proprio fabbisogno di emissioni.
Manifattura e aviazione ricevono parte delle quote a titolo gratuito e ricorrono alle aste per la parte rimanente.
I soggetti finanziari invece (banche, società di investimento e intermediari finanziari) partecipano alle aste contribuendo ad aumentare la liquidità del mercato primario e secondario.
Le aste si svolgono su piattaforme individuate tramite gara d'appalto e gestite nelle modalità previste dal Regolamento 1031/2010 (Regolamento Aste).
Nella Figura 4.1è riportato l’andamento del prezzo delle quote di emissione europee (European Union Allowances, EUA), corrispondenti ad una tonnellata di anidride carbonica.
Figura 4.1 Andamento prezzo quote EUA.
Tale grafico riporta i valori riferiti dal 2013 (anno in cui è stato introdotto il meccanismo d’asta per l’assegnazione delle quote EUA) ad oggi.
81 Si nota come il trend sia di notevole crescita, con un aumento nel solo ultimo anno da 15€ a circa 26€ per tonnellata di CO2 emessa, da giugno 2018 a giugno 2019.
Il valore iniziale di tali quote a inizio 2013 era di appena 6,83 €. Il suo prezzo aveva raggiunto un valore minimo di addirittura 2,64€ il 17 Aprile 2013.
Tuttavia negli ultimi anni, con il consolidarsi di tale sistema e con l’attuazione di politiche sempre più stringenti a livello europeo in termini di emissioni in atmosfera di anidride carbonica, il prezzo delle quote sta salendo rapidamente.
Per lo studio che si sta per mostrare, riguardo ai costi di produzione riferito ad una determinata quantità di energia prodotta dalle unità (MWh,el), ci si baserà sullo stato dell’arte, ovvero un prezzo sulle quote di emissione di anidride carbonica pari a 26 €/tonnellata.
Comunque sia, nel successivo capitolo di analisi di fattibilità economica dell’installazione del nuovo motore, si terrà conto di questo andamento crescente per stimare plausibili futuri valori di tali quote.
Per stimare l’andamento delle quote da qui ai prossimi venti anni, sarebbe necessario un molto approfondito studio statistico-probabilistico, il quale non è oggetto di questa tesi. Si è deciso pertanto di effettuare delle ipotesi di possibili scenari futuri che possano dare delle indicazioni sull’andamento dei flussi di cassa futuri. Al fine di compiere delle analisi di sensibilità, consultando pubblicazioni sui possibili prezzi futuri delle quote EUA, si è ritenuto plausibile fissare un prezzo di 55 €/t per il 2040, ultimo anno preso in
considerazione nell’ analisi economica.
Tale analisi di sensibilità verranno esposte più avanti nel capitolo, dove si analizzerà l’effetto di tale parametro sugli indicatori economici di progresso.
Si illustrerà ora, sia per il motore Wartsila 20V34SG che per la nuova unità: il consumo specifico di gas naturale, le emissioni specifiche di anidride carbonica e quindi il relativo costo di produzione legato a queste due sostanze.
Queste tre quantità saranno tutte espresse riferendosi ad un MWh di energia elettrica prodotta e per semplicità a condizioni nominali di carico del motore.
Sono stati volutamente ignorati, in questa prima analisi, i costi relativi alla manutenzione dei motori, al consumo di urea (agente riducente del sistema SCR, Selective Catalytic Reduction) e del consumo di olio lubrificante, i quali riferiti ad un MWh di energia elettrica prodotta hanno comunque un peso decisamente minore.
Tali grandezze saranno prese in considerazione nella sezione di analisi economica al fine di compiere un confronto economico il più dettagliato possibile fra le due diverse unità produttive.
Si introducono a questo punto le tre equazioni utilizzate per il calcolo delle tre quantità sopracitate, indici economici di processo del motore:
- 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜, 𝑔𝑛 = 𝜂78,sp<𝑃𝐶𝐼ks Rc [ þ< À ï F78] (4.1) - 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛𝑖@N© = 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜, 𝑔𝑛 ∗ 𝐹𝐸 [ EÓÛ© ï F78] (4.2)
- 𝐶𝑀𝑃𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜, 𝑔𝑛 ∗ 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜ks+ 𝑒𝑚𝑖𝑠𝑠𝑖𝑜𝑛𝑖@N©∗ 𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜9Õµ €
ï F78 (4.3)
Nella prima equazione, la (4.1), il potere calorifico inferiore è espresso in [MWh/Sm3] ed il suo valore, pari a quello media il gas naturale acquistato dalla centrale di Linate nel 2018, è stato considerato uguale a 9,77*10^-3 [MWh/Sm3].
Mentre, nell’equazione (4.2) FE sta per “fattore di emissione” e nell’equazione (4.3) CMP è un acronimo per “Costo Marginale di Produzione”, determinato quindi con i soli costi variabili legati al consumo di gas naturale e alle emissioni di anidride carbonica.
Il fattore di emissione è un parametro calcolato a partire dalla composizione molare del gas naturale che viene bruciato e dal suo poter calorifico inferiore. È perciò necessario
conoscere esattamente la composizione chimica del gas naturale bruciato, la quale viene fornita tramite dei bollettini redatti dalla società SNAM S.p.A. (Società Nazionale Metanodotti) derivanti dalle analisi gas-cromatografiche effettuate sul combustibile in ingresso alla centrale di Linate.
La formulazione di tale fattore è la seguente:
𝐹𝐸 = [𝑥@˜z+ 2𝑥@©˜"+ 3𝑥@À˜#+ 4 𝑥sR@$˜¨Ù+ 𝑥_R@$˜¨Ù + 5 𝑥_R@%˜¨© + 𝑥sR@%˜¨© ] ∗ 1,863/PCI
[tCO2/MJ] (4.4)
Dove:
- il PCI è espresso in [KJ/Sm3], il cui valore è di 35,2.
- Il fattore moltiplicativo 1,863 è espresso in [KgCO2/Sm3].
Questa formulazione comprende qualsiasi specie in grado di generare anidride carbonica a seguito della reazione di combustione, che è possibile riscontrare all’interno di ogni tipo di gas naturale presente in commercio.
Solitamente il metano rappresenta la gran parte del volume molare, con una concentrazione che può tendenzialmente oscillare tra il 90% e il 99%.
Un contributo apprezzabile nella composizione può essere dato anche dall’ etano 𝐶x𝐻Æ e in minor parte dal propano 𝐶y𝐻è.
Gli altri componenti presenti nella formula del fattore di emissione quali n- butano(𝑛 − 𝐶z𝐻cÄ), iso-butano(𝑛 − 𝐶z𝐻cÄ), n-ciclopentano(𝑛 − 𝐶Å𝐻cx) e iso-
ciclopentano(𝑖 − 𝐶Å𝐻cx) risultano essere talvolta assenti o al più presenti come tracce.
Essendo il gas commerciale, e di conseguenza quello che alimenta la centrale di SEA Energia S.p.A., continuamente variabile, è evidente come il fattore di emissione abbia un valore oscillante giorno per giorno e addirittura ora per ora. Tuttavia, si tratta di
83 La sopracitata formulazione del fattore di emissione implica una completa conversione del combustibile durante la combustione del motore. Questa condizione è in altissima
approssimazione verificata per motori altamente efficienti, come quelli presi in analisi, operante con una combustione magra e quindi con un alto eccesso di aria comburente. Al fine dei nostri calcoli si utilizzerà il valore medio determinato per l’anno 2018,
derivante dalle differenti analisi cromatografiche effettuate ora per ora dal sistema SNAM. Il risultato così ottenuto è di:
FE = 5,5685 ∗ 10RÅ tCO2
MJ
Per rendere la formulazione del fattore coerente con quanto riportato nell’equazione (4.2), è stato necessario convertirla da [tCO2/MJ] a [tCO2/m3], ovvero riferito al volume di gas
consumato nella reazione di combustione e non al suo contenuto energetico.
È pertanto necessario eliminare il contributo del PCI nella formula (4.4) per ottenere [tCO2/m3], ovvero dipendente dalla sola composizione molare e quindi volumetrica del gas.
Cosi facendo, ciò che si ottiene è: FE = 1,96 ∗ 10Ry ,-.x
Îy
Alla luce di quanto appena enunciato, è stato possibile procedere con il calcolo delle equazioni (4.1), (4.2) e (4.3) i cui risultati sono riassunti nella Tabella 4.1 Costi specifici di produzione delle due unità:
Tabella 4.1 Costi specifici di produzione delle due unità
Nella tabella riportata, si è compiuta una ulteriore suddivisione dei costi relativi al gas naturale e all’anidride carbonica.
Si nota come quest’ultima abbia un peso più basso, con l’attuale prezzo delle quote EUA di 26 €/tCO2, ma che comunque incide per il 14,62% del CMP totale.
Sebbene questo sia vero oggi, lo stesso non si potrà dire in futuro.
La differenza di costo marginale di produzione risulta essere a 6,58 ï F78€ , e ad un primo sguardo potrebbe non sembrare troppo significativa.
Questa differenza va però pesata su tutti i MWh elettrici prodotti dalla unità, come si farà nella prossima sezione per il calcolo dei flussi di cassa annuali.
Perciò, tale differenza porta a grossi risparmi a fine anno. Infatti, attualmente presso la centrale di Linate la potenza elettrica globale prodotta ogni anno è pari mediamente a circa 105 GWhel/anno.
Considerato che la nuova unità presenterà una affidabilità più elevata e che la sua potenza elettrica di targa ed efficienza sono maggiori, si prevede uno sbilanciamento della
produzione annuale a carico della nuova unità. Essa verrà meglio quantificata nel prossimo capitolo, ma la produzione della nuova unità coprirà fino a quasi la metà del fabbisogno annuale, consentendo quindi un risparmio ancora più sostanzioso nella produzione di energia termica ed elettrica.
Bisogna inoltre considerare che una differenza ancora più grossa tra le due unità si ha in termini di efficienza termica. Infatti, trattandosi di motori cogenerativi, congiuntamente alla produzione di energia elettrica si ha anche quella di calore utile.
In particolare, per il motore Wartsila 20V34SG e la nuova unità il rapporto calore utile ed energia elettrica prodotta, calcolato come rapporto delle due rispettive efficienze
termodinamiche:
- 𝜂EF/𝜂78 = 𝐸EF/𝐸78 (4.5) in condizioni nominali è pari a:
- (𝜂EF/𝜂78) Wartsila 20V34SG = 0,694 - (𝜂EF/𝜂78) Nuova unità = 0,955
Il valore di tali rapporti aumenta ai carichi parziali, dove come illustrato nel precedente capitolo, il rendimento termico aumenta mentre quello elettrico diminuisce. In particolare esso arrivo a superare il valore unitario per la nuova unità.
Risulta perciò che mediamente, per diversi carichi del motore, nel caso della nuova unità si produce circa un MWth per ogni MWel prodotto.
Considerando che la potenza termica viene venduta al cliente principale di tale vettore energetico, ovvero A2A, ad un prezzo intorno ai 52 €/MWh,th, questo comporta un grandissimo beneficio economico a favore della nuova unità.
Perciò, per compiere una analisi più approfondita di quelli che sono i reali costi di
produzione, è bene decurtare dal consumo specifico di gas il costo mancato del gas che non si è consumato per produrre la correspettiva energia termica e dell’anidride carbonica che si è evitato di produrre tramite produzione termica separata per mezzo di una caldaia. In termini matematici questo si traduce nel seguente modo:
85 dove:
𝑝𝑟𝑒𝑧𝑧𝑜, 𝑔𝑛 = 30,77 ï F€ , PCIgn=9,77*10-3 ï Fþ<À , FE = 1,96*10^
-3 [t
CO2/m3]
Quindi il costo marginale di produzione, per un sistema cogenerativo (𝐶𝑀𝑃Lpk7s7^r—_ps7)
corrisponde al costo calcolato come prima dalla (4.3) meno il costo del metano che si sarebbe dovuto bruciare e la relativa produzione di CO2, per produrre la corrispettiva
energia termica separatamente, tramite un impianto convenzionale tipo caldaia. Questo è proprio quello che accade nella centrale di Linate, nella quale le due caldaie ausiliarie vengono accese in concomitanza dei motori cogenerativi per coprire i picchi di richiesta termica, oppure quando il prezzo di vendita dell’energia elettrica si attesta su valore troppo bassi.
Il valore del rendimento delle caldaie presenti nella centrale, usato per calcolare il 𝐶𝑀𝑃Lpk7s7^r—_ps7 è pari al 90%.
Questo è ciò che si ottiene, riportato in
Tabella 4.2: Wartsila 20V34SG Nuova unità CMP coge [€/MWhel] 53,43 36,40
Tabella 4.2 Costi di produzione scontati del termico
Tale valore per il motore attualmente in uso presso la centrale Linate è tenuto in considerazione in fase di redazione del piano di produzione per valutare in quale fasce orarie il PUN (Prezzo Unico Nazionale [€/MWh]) lo raggiunga o lo superi (si ricorda che tale prezzo è quello a cui la centrale vende l’energia in eccesso esportata verso la rete elettrica) così facendo risulterebbe conveniente esportare le eccedenze di energia elettrica alla rete nazionale.
Si nota quindi come questo valore soglia si abbasserebbe drasticamente con l’installazione della nuova unità cogenerativa.
Si tiene ad evidenziare che tale valore del costo di produzione si mantiene circa costante o aumenta lievemente ai carichi parziali: in quanto è si vero che MCP aumenta
congiuntamente con uno scadimento del rendimento elettrico, ma allo stesso tempo aumentano in proporzione il rapporto 𝜂EF/𝜂78 determinando un maggiore risparmio dalla
Alla luce di questa nuova analisi, la differenza tra i costi marginali di produzione volutati in assetto cogenerativo si assesta a ben 17.03 €/MWhel, portando dunque ad un risparmio molto elevato.