Capitolo 11

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Capitolo 11

Analisi di prefattibilità dell’intero progetto

11.1 I diagrammi nelle giornate tipo di minor produzione

Per poter allacciare impianti di produzione con potenza fino a 8 MW alla rete elettrica MT occorre che l’impianto e i suoi componenti rispettino le norme CEI 11-20 , 64-8 e 110-1, qualora poi l’allacciamento venga effettuato alla rete MT di ENEL distribuzione occorrerà seguire anche le norme ENEL DK5600 e DK5740.

L’impianto ogni qualvolta sia sede di guasto o non rispetti i livelli di tensione e frequenza imposti dalla rete si dovrà sconnettere senza far scattare le protezioni di rete .

Le DK consentono la possibilità di connettere più generatori in parallelo , ognuno munito del proprio dispositivo di generatore e consigliano l’utilizzo di un solo dispositivo di interfaccia per tutto l’impianto con rincalzo di mancato intervento sul dispositivo generale , pertanto lo schema elettrico unifilare di impianto sarà il seguente :

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Figura 11.1 : schema elettrico unifilare dell’impianto:

Dallo schema elettrico unifilare si vede che l’energia prodotta dai generatori potrà essere direttamente utilizzata dalle utenze interne o ceduta alla rete di distribuzione .

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Si comprende facilmente che la conoscenza della quota di energia prodotta che verrà direttamente utilizzata sulle utenze interne rivesta un’importanza fondamentale nell’economicità dell’intero progetto in quanto si tratterà di energia non acquistata e quindi risparmiata .

Le equazioni che regolano il bilancio dell’energia elettrica all’interno della Tenuta sono :

ata autoconsum acquistata consumata ceduta prodotta E E E E E − = − =

quindi , visto che si conoscono sia i consumi previsti (v.cap.4) che la producibilità degli impianti se si riuscisse a prevedere la quantità di energia acquistata ogni anno dalla rete si conoscerebbe anche l’ altra grandezza utile nelle valutazioni economiche e cioè :

ata autoconsum prodotta

ceduta E E

E = −

L’energia elettrica è acquistata dalla rete soltanto quando la potenza assorbita dal carico risulta superiore a quella di produzione , pertanto visti i diagrammi di carico , le taglie degli impianti di produzione e il loro servizio , tale eventualità si verificherà soltanto in particolari giornate dell’anno nelle quali il livello di produzione sarà più basso rispetto al normale .

È intuitivo comprendere che queste giornate si concentreranno nel periodo estivo in quanto gli impianti con maggiore producibilità , biomasse e idraulico , risulteranno fermi o funzionanti solo a bassi regimi ; pertanto si considereranno 3 giornate tipo di minor produzione :

- giornata soleggiata estiva - giornata nuvolosa estiva - giornata di pioggia estiva

ognuna delle quali caratterizzata da un proprio diagramma medio di produzione .

Giornata soleggiata estiva :

la produzione è caratterizzata da :

impianto idraulico : in secca , cioè Pg = 0 kW impianto biomassa : fermo , cioè Pg = 0 kW impianto fotovoltaico : giorno di sole estivo ( v. 7.2 )

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impianto eolico : giorno ventoso ( v. 8.3 )

produzione oraria giornata soleggiata estiva

0,0 25,0 50,0 75,0 100,0 125,0 150,0 175,0 200,0 0. 00 1. 00 2. 00 3. 00 4. 00 5. 00 6. 00 7. 00 8. 00 9. 00 10. 00 11. 00 12. 00 13. 00 14. 00 15. 00 16. 00 17. 00 18. 00 19. 00 20. 00 21. 00 22. 00 23. 00 kWatt in cui si ha : ] [ 0 , 199 max . kW P_g = ; 1.603,0[ ] giorno kWh Ep =

Giornata nuvolosa estiva :

impianto idraulico : in secca ,cioè Pg = 0 kW impianto biomassa : fermo,cioè Pg = 0 kW impianto fotovoltaico : giorno nuvoloso estivo ( v. 7.2 ) impianto eolico : giorno di poco vento ( v. 8.3 )

produzione oraria giorno nuvoloso estivo

0,0 25,0 50,0 75,0 0. 00 1. 00 2. 00 3. 00 4. 00 5. 00 6. 00 7. 00 8. 00 9. 00 10. 00 11. 00 12. 00 13. 00 14. 00 15. 00 16. 00 17. 00 18. 00 19. 00 20. 00 21. 00 22. 00 23. 00 kWatt in cui si ha :

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] [ 7 , 59 max . kW Pg = ; 480,9[ ] giorno kWh Ep =

Giornata di pioggia estiva :

impianto idraulico : in magra ,cioè Pg = 30 kW impianto biomassa : fermo,cioè Pg = 0 kW impianto fotovoltaico : giorno nuvoloso estivo ( v. 7.2 ) impianto eolico : giorno di medio vento ( v. 8.3 )

produzione oraria giorno di pioggia estivo

0,0 25,0 50,0 75,0 100,0 0. 00 1. 00 2. 00 3. 00 4. 00 5. 00 6. 00 7. 00 8. 00 9. 00 10. 00 11. 00 12. 00 13. 00 14. 00 15. 00 16. 00 17. 00 18. 00 19. 00 20. 00 21. 00 22. 00 23. 00 kWatt in cui si ha : ] [ 2 , 81 max . kW Pg = ; 1.174,2[ ] giorno kWh E_p =

11.2 Previsione del bilancio dell’energia elettrica della Tenuta

Per effettuare la stima della quantità di energia elettrica mediamente acquistata in un anno occorrerà confrontare sullo stesso piano di riferimento i diagrammi di minor produzione e quelli di carico visti in 4.2 .

Se dalla differenza tra i valori del carico e della produzione emergerà un numero negativo

vorrà dire che l’energia elettrica sarà acquistata dalla rete (E_A) , altrimenti sarà ceduta .

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Giornata soleggiata estiva :

numero di giorni tipo : 65/95

numero di giorni feriali : 44/65 numero di giorni festivi : 11/65 numero di giorni prefestivi : 10/65

giornata soleggiata estiva

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0 200,0 0. 00 1. 00 2. 00 3. 00 4. 00 5. 00 6. 00 7. 00 8. 00 9. 00 10. 0 0 11. 0 0 12. 0 0 13. 0 0 14. 0 0 15. 0 0 16. 0 0 17. 0 0 18. 0 0 19. 0 0 20. 0 0 21. 0 0 22. 0 0 23. 0 0 kW att

produzione carico feriale carico festivo carico prefestivo

dal confronto dei grafici emergono :

] [ 2 , 430 . giorno kWh E_A _fer = ; _. 312,7[ ] giorno kWh E_A_fes = ; _. 367,7[ ] giorno kWh E_A_pfes =

Giornata nuvolosa estiva :

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giornata nuvolosa estiva 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00 10.00 11.00 12.00 13.00 14.00 15.00 16.00 17.00 18.00 19.00 20.00 21.00 22.00 23.00 KWatt

dal confronto tra grafici emergono :

] [ 0 , 827 . giorno kWh E_A _fer = ; . 539,0[ ] giorno kWh EAfes = ; . 668,5[ ] giorno kWh E_A_pfes =

Giornata di pioggia estiva :

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giornata di pioggia estiva 0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 0.0 0 1.0 0 2.0 0 3.0 0 4.0 0 5.0 0 6.0 0 7.0 0 8.0 0 9.0 0 10 .0 0 11 .0 0 12 .0 0 13 .0 0 14 .0 0 15 .0 0 16 .0 0 17 .0 0 18 .0 0 19 .0 0 20 .0 0 21 .0 0 22 .0 0 23 .0 0 kWa tt

dal confronto tra grafici emergono :

] [ 5 , 190 . giorno kWh E_A _fer = ; _. 55,0[ ] giorno kWh E_A_fes = ; _. 96,2[ ] giorno kWh E_A_pfes =

Moltiplicando il valore dell’energia giornalmente acquistata per il numero dei rispettivi giorni tipo si ottiene l’energia complessivamente acquistata nei giorni di minor produzione .

Questa risulta pari a :

] [ 954 . 39 . anno kWh E_A_tot ≅

Nella stima della precedente grandezza si è ipotizzato che i giorni di minor produzione cadano soltanto nel periodo estivo però , vuoi per l’effetto dei fermo macchina per manutenzioni o guasti , vuoi per la scarsità improvvisa di risorsa , potrà capitare che anche in altre occasioni che il carico superi il valore della produzione , determinando così un importo di energia dalla rete .

Alla precedente cautelativamente si aggiungerà un 10-15% per tenere di conto di queste eventualità , pertanto si ha :

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] [ 000 . 45 anno kWh E_acquistata ≅

Nel capitolo 4 si era visto che :

] [ 000 . 448 anno kWh Econsumata ≅

mentre nei capitoli 7,8,9,10 si erano ricavate le producibilità dei singoli impianti , dalle quali si ricava la producibilità globale dell’intero parco tematico di produzione :

producibilità attesa impianti

impianto Ep [ kWh/a ] Pn [ kW ] h/anno eq.

fotovoltaico 225.000 210 1071 eolico 65.000 40 1625 biomasse 600.000 100 6000 idraulico 650.000 148 4392 totale 1.540.000 ] [ 000 . 540 . 1 anno kWh E_prodotta ≅

Le grandezze di interesse per la valutazione di prefattibilità economica sono:

] [ 000 . 403 anno kWh E E

E_autoconsum_ata = _consumata − _acquistata ≅

e ] [ 000 . 137 . 1 anno kWh E E

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11.3 Riepilogo ricavi , costi e previsione della redditività dell’intero parco

tematico di produzione

ENTRATE

Ricavi diretti :

- per cessione dell’energia :

vista la previsione sulla quantità di energia ceduta alla rete ogni anno , secondo la delibera 34/05 il flusso di cassa in entrata che si otterrebbe è :

] € [ 590 . 79 070 , 0 000 . 137 . 1 070 , 0 anno E FC_ce = _ceduta⋅ = ⋅ =

a fronte di spese di allacciamento e misura ininfluenti nella valutazione di fattibilità economica , rivalutato ogni anno del 40% del tasso di inflazione e sottoposti a imposte fiscali .

- per vendita di certificati verdi :

dalla previsione sulle producibilità attese dagli impianti , eccetto l’impianto fotovoltaico perché sottoposto ad altro regime incentivante , si dovrebbero ottenere 24 certificati verdi , che comporterebbero un flusso di cassa in entrata pari a :

] € [ 868 . 116 5 , 869 . 4 24 . anno FC_C_V = ⋅ =

per 8 anni dall’entrata in esercizio dell’intero parco , rivalutato ogni anno del tasso di inflazione ed esentasse .

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dalla previsione sulla producibilità attesa dell’impianto fotovoltaico il flusso di cassa in entrata che si otterrebbe dalla gara al ribasso in busta chiusa prevista dal conto energia sarebbe al pari a : ] € [ 750 . 105 470 , 0 000 . 225 470 , 0 anno E FC_FV = _pFV ⋅ = ⋅ =

per 20 anni dall’entrata in esercizio dell’impianto fotovoltaico esentasse e rivalutato ogni anno del tasso di inflazione .

Ricavi indiretti :

- per risparmi di autoconsumo di energia elettrica :

Prese a riferimento le tariffe di acquisto di energia elettrica dalla rete di distribuzione MT stabilite dal contratto di fornitura M1V(v.appendice 3) , il quale prevede oltre ai costi fissi di allacciamento dei costi sul consumo variabili in funzione fattore di utilizzo annuo della potenza impegnata : ] € [ ) ( . . kWh b F a cenel = u +

posto che se il fabbisogno energetico fosse fornito completamente dalla rete si avrebbe un fattore di utilizzo pari a :

] [ 987 . 2 150 000 . 448 anno h P E F imp consumata u = ≅ ≅

i costi per kWh consumato applicati sarebbero pari a :

] € [ 1001 , 0 ) 00910 , 0 0910 , 0 ( . . kWh cenel = + = più IVA.

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Poiché l’autoconsumo di energia elettrica autoprodotta è sottoposto ad imposta fiscale pari a circa 0,015 €/kWh consumato , i ricavi indiretti monetizzabili ottenuti sottoforma di risparmio dovuto all’autoproduzione di energia elettrica provocherebbero un flusso di cassa pari a :

] € [ 363 . 42 000 . 403 ) 015 , 0 1001 , 0 20 , 1 ( ) 015 , 0 ) 1 (( _. _. anno E c IVA FC_ae = + ⋅ _en_el − ⋅ _autoconsum_ata = ⋅ − ⋅ ≅

rivalutabile ogni anno come minimo del tasso di inflazione .

- per risparmi sulla produzione di calore per il riscaldamento di ambienti interni :

i ricavi indiretti dovuti al risparmio per la produzione di energia termica necessaria al riscaldamento degli ambienti interni cautelativamente ammontano a (v.10.4) :

] € [ 250 . 32 030 , 0 000 . 075 . 1 anno FC_pc = ⋅ ≅

rivalutati ogni anno del tasso di inflazione .

Tabella riepilogativa ricavi annui :

ricavi diretti ricavi indiretti

anno FCc[ € ] FCcv [ € ] FCFV[ € ] FCR [ € ] FCpt [ € ] tot.ricavi [ € ] 0 79.590 116.868 105.750 42.363 32.250 376.821 1 80.227 119.205 107.865 43.211 32.895 383.403 2 80.869 121.589 110.022 44.075 33.553 390.108 3 81.515 124.021 112.223 44.956 34.224 396.940 4 82.168 126.502 114.467 45.855 34.908 403.900 5 82.825 129.032 116.757 46.773 35.607 410.992 6 83.488 131.612 119.092 47.708 36.319 418.218 7 84.155 134.245 121.474 48.662 37.045 425.581 8 84.829 0 123.903 49.635 37.786 296.153 9 85.507 0 126.381 50.628 38.542 301.058 10 86.191 0 128.909 51.641 39.313 306.053 11 86.881 0 131.487 52.674 40.099 311.140 12 87.576 0 134.117 53.727 40.901 316.320 13 88.277 0 136.799 54.802 41.719 321.596 14 88.983 0 139.535 55.898 42.553 326.968 15 89.695 0 142.326 57.016 43.404 332.440

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16 90.412 0 145.172 58.156 44.272 338.012 17 91.135 0 148.076 59.319 45.158 343.688 18 91.865 0 151.037 60.505 46.061 349.468 19 92.599 0 154.058 61.715 46.982 355.355 20 93.340 0 0 62.950 47.922 204.212 21 94.087 0 0 64.209 48.880 207.176 22 94.840 0 0 65.493 49.858 210.190 23 95.598 0 0 66.803 50.855 213.256 24 96.363 0 0 68.139 51.872 216.374 USCITE Costi di impianto :

sotto questa voce si riporta la somma di tutti i costi previsti per l’installazione di tutti gli impianti presentati e quindi riassumibili nella seguente tabella :

previsione dei costi totali di impianto

impianto € % fotovoltaico € 1.300.000 58 eolico € 80.000 4 idraulico € 510.000 23 biomasse € 370.000 16 totale € 2.260.000

Ipotizzando di ammortizzare l’intera somma a quote costanti con un mutuo ventennale con un tasso di interesse “s” pari al 5% , le quote annue del mutuo risulterebbero :

] € [ 348 . 181 05 , 0 05 , 1 1 000 . 260 . 2 20 anno Q_m = − = ₋

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Costi di esercizio :

sotto questa voce si riportano invece tutte le spese previste per la conduzione degli impianti e cioè : manutenzioni ordinarie e straordinarie , costo dei combustibili , dei lubrificanti e di smaltimento ceneri .

previsione dei costi di esercizio degli impianti

costi €/anno

%

manutenzioni imp. fotovoltaioco € 10.500 13

manutenzioni imp.eolico € 1.600 2

manutenzioni e gestione imp.idraulico € 14.000 18

di esercizio impianto CHP biomasse € 53.604 67

totale costi di esercizio ( Ce ) € 79.704

Imposte :

l’unico reddito (ricavo) sottoposto ad imposta diretta è quello derivante dalla cessione di energia elettrica alla rete , ma per effetto dei costi di gestione e della quota del mutuo il reddito imponibile risulta sempre negativo , quindi le imposte ( I ) che ne derivano sono sempre nulle .

Con tutte le voci precedenti si è ora in grado di effettuare il calcolo di previsione della redditività dell’intero parco di generazione da fonti rinnovabili :

Tabella 11.1 : calcolo delle redditività del parco di generazione :

anno tot.ricavi [ € ] Ce[ € ] Qm [ € ] I [ € ] FCt [ € ] NCFt ΣNCFt V.A.N.

0 386.560 79.704 181.348 0 306.856 306.856 306.856 -1.953.144 1 393.336 81.298 181.348 0 312.038 297.179 604.036 -1.655.964 2 400.240 82.924 181.348 0 317.316 287.815 891.851 -1.368.149 3 407.275 84.583 181.348 0 322.692 278.754 1.170.605 -1.089.395 4 414.442 86.274 181.348 0 328.168 269.985 1.440.590 -819.410 5 421.745 88.000 181.348 0 333.745 261.498 1.702.088 -557.912 6 429.186 89.760 181.348 0 339.426 253.285 1.955.373 -304.627 7 436.768 91.555 181.348 0 345.213 245.336 2.200.710 -59.290 8 296.153 93.386 181.348 0 202.767 137.241 2.337.950 77.950 9 301.058 95.254 181.348 0 205.805 132.663 2.470.614 210.614 10 306.053 97.159 181.348 0 208.895 128.243 2.598.857 338.857

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11 311.140 99.102 181.348 0 212.038 123.974 2.722.831 462.831 12 316.320 101.084 181.348 0 215.236 119.852 2.842.683 582.683 13 321.596 103.106 181.348 0 218.490 115.870 2.958.553 698.553 14 326.968 105.168 181.348 0 221.801 112.024 3.070.577 810.577 15 332.440 107.271 181.348 0 225.169 108.310 3.178.887 918.887 16 338.012 109.417 181.348 0 228.596 104.722 3.283.610 1.023.610 17 343.688 111.605 181.348 0 232.083 101.257 3.384.867 1.124.867 18 349.468 113.837 181.348 0 235.631 97.910 3.482.776 1.222.776 19 355.355 116.114 181.348 0 239.241 94.676 3.577.452 1.317.452 20 204.212 118.436 0 0 85.776 32.328 3.609.780 1.349.780 21 207.176 120.805 0 0 86.371 31.002 3.640.783 1.380.783 22 210.190 123.221 0 0 86.970 29.731 3.670.513 1.410.513 23 213.256 125.685 0 0 87.571 28.511 3.699.024 1.439.024 24 216.374 128.199 0 0 88.175 27.340 3.726.364 1.466.364

andamento del V.A.N. dell'intero parco di generazione

-2.500.000 -2.000.000 -1.500.000 -1.000.000 -500.000 0 500.000 1.000.000 1.500.000 2.000.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Dalla tabella e dal grafico precedenti si ricava che :

- VAN≥0 tra l’ 8° e il 9° anno

- PBT : circa 8 – 9 anni

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Utilizzando la A.1.3 il costo medio del kWh prodotto dall’insieme degli impianti risulta pari a:

0,1544[ € ]

kWh C_kWhe =