3)
Studio di filiera e strumenti per la valutazione delle sostenibilità3.1) Modellizzazione delle filiere
E' possibile schematizzare un modello di filiera, in funzione della biomassa di partenza e delle sue caratteristiche; in tabella sono riportate alcune possibili filiere a partire da otto biomasse selezionate; in allegato alla fine del capitolo è riportato uno schema che sviluppa in dettaglio ciascuna filiera.
Si riporta una mappa regionale riguardante la vocazionalità delle diverse aree e le corrispondenti colture dedicate (tratta da: "Sviluppo di un Sistema Informativo Territoriale per un uso conveniente e sostenibile delle biomasse ligneo-cellulosiche", per la stima dell'offerta di biomassa ad uso energetico tra le province di Pisa, Livorno, Siena e Grosseto,frutto della collaborazione di CRIBE, ENEL e CNR-IVALSA, [28]).
Classe Colture ha 1 A 77.839 2 A, M, S 43.950 3 M, S, A 101.716 4 M, S, A, P 22.740 5 P 76.347 Totale 322.592
3.1.1) Filiera del Pioppo da SRC biennale
Caso studio:
L'azienda Eridania, a seguito della riforma dell' O.C.M. zucchero (anno 2005) e della crescente richiesta di energia da fonti alternative, ha predisposto l'attivazione di filiere agroenergetiche sul territorio italiano. Lo sviluppo delle filiera toscana si è sviluppato attorno al sito industriale di Castiglion Fiorentino, in provincia di Arezzo (potenza 25 MWe), con utilizzo di biomasse ligneo-cellulosiche, quali pioppo da SRF, e di olio vegetale. Il tipo di attività svolta è andato intensificandosi nel tempo:
• a partire dall'anno 2006, si sono tenute prove sperimentali; • dall'anno 2007, sono state avviate coltivazioni sperimentali;
• dall'anno 2009, sono iniziate le coltivazioni a carattere industriale; • a partire dal 2011, è iniziato l'esercizio a regime dell'impianto.
La densità dell'impianto è compresa tra 5.000 e 7.000 piante/ha, con distanze di interfila di circa 300 – 350 cm e su una stessa fila nei range 40-50, 45-55 o 55-65 cm. Le modalità di raccolta previste sono di vario tipo:
• raccolta per taglio e cippatura (periodo tra 15 novembre e 15 marzo); • raccolta per taglio e andanatura (periodo tra 15 novembre e 15 marzo)
o per cippatura andane (periodo tra 15 marzo e 30 giugno).
La raccolta del pioppo da SRF a turnazione triennale prevede l'utilizzo in questo impianto di una trattrice con testata falcia-trincia-caricatrice (ditta Spapperi).
Durante la fase iniziale dell'impianto (anno 2006), realizzato su un terreno asciutto pianeggiante, si sono rilevati i seguenti dati riguardanti la coltivazione:
• altezza delle piante in luglio pari a 92 cm; • altezza delle piante in dicembre pari a 243 cm; • diametro a 130 cm in dicembre pari a 16 cm; • resa stimata al 40% di umidità pari a 7,3 t/ha.
Per aumentare la resa annua dell'impianto, è attiva la ricerca da parte dell'azienda di cloni più adatti in funzione dell'ambiente interessato dal singolo impianto, in quanto si registrano variazioni di resa per uno stesso clone di pioppo in funzione della tipologia di terreno: essa varia tra 7,3 t/ha in provincia di Arezzo a circa 14,5 t/ha in provincia di Siena, con ulteriore aumento nel caso di utilizzo di terreni irrigui.
Per quanto riguarda gli accordi di filiera, l'azienda presenta pubblicamente i meccanismi di formazione del prezzo, prevedendo bonus risultato e bonus fidelizzazione, in quanto gli accordi economici stipulati con le aziende agricole già presenti sul territorio assicurano un meccanismo affidabile a filiera corta.
La riconversione energetica a biomassa degli ex-zuccherifici Eridania è stata effettuata dalla società Powercrop, le cui azioni sono detenute al 50% da parte di Enel e in frazioni minoritarie da parte delle aziende Enel Green Power e Seci Energia.
Filiera toscana: fattibilità economica, effetti socio-economici locali e ambientali: La pioppicoltura è sviluppata da decenni sul territorio regionale, finalizzata sia all'industria della carta, dei compensati e del mobile, fornendo materia di qualità dovuta ad attività di selezione clonale, propagazione vegetativa, sperimentazione e divulgazione di tecniche colturali. La qualità di legno da pioppo è dovuta all'impiego di cloni ibridi euramericani (P. X Canadensis), in particolare il clone I-214 (80% delle coltivazioni).
Coltivazioni in Italia CGA(*) 2000 CGA(*) 2010
Pioppicoltura 83.368 39.308
Altra arboricoltura 43.329 62.320
Arboricoltura da legno 126.697 101.628
(*) = Censimento Generale dell'Agricoltura
In Italia le utilizzazioni annuali di legno sono diminuite nel decennio considerato da 2,5 milioni m3 a 800 mila m3, tuttavia la disponibilità annuale di legno da pioppo (983.000 m3) non è sufficiente a soddisfare i fabbisogni complessivi dei settori dell'industria del legno, della carta e dell'energia; di conseguenza, per realizzare una filiera efficiente di pioppo per la conversione energetica nel territorio toscano occorre aumentarne la produzione e utilizzare anche la biomassa residuale, ottenuta dalle attività di manutenzione della coltivazione, dagli scarti di produzione e da scarti e sotto-prodotti ottenuti dall'industria del legno e della carta, diffuse sul territorio.
La crisi strutturale della filiera del legno di pioppo, visibile anche dalle riduzioni di fatturato di produttori e imprese della lavorazione del legno per arredamento, è causata, oltre che dalla congiuntura di crisi economica, dalla sempre minore redditività della coltura, da restrizioni normative e legislative particolari, dalla frammentazione e ridotta capacità di aggregazione dei produttori di materia prima. Tuttavia, il bilancio del carbonio per attività di pioppicoltura risulta positivo, contribuendo a ridurre le emissioni di gas serra; inoltre, la riforestazione di terreni agricoli può aumentare lo stoccaggio di sostanza organica, la produzione legnosa fuori foresta può ridurre la pressione sui boschi naturaliformi e la produttività di legno da pioppo tende ad aumentare in condizioni di maggiore concentrazione di anidride carbonica in atmosfera, adattandosi bene a scenari di global changes.
Inoltre, le piantagioni di pioppo possono essere utilizzate come fasce tampone per interventi di fitorimedio, funzioni di frangivento e salvaguardia del dissesto idrogeologico in aree particolari, consentendo la diversificazione dell'ambiente agro-forestale e creando nicchie ecologiche per organismi animali e vegetali.
Filiera biomassa legnosa da pioppo o residuale da manutenzione forestale [W-14]
CGA(*) 2000 CGA(*) 2010 2000 - 2010
Coltivazioni in Toscana ha aziende ha/az ha aziende ha/az % sup % az
Pioppicoltura 3.674 1.182 3,1 1.670 370 4,5 -55 -69
Altra arboricoltura 10.166,08 2.609 3,9 9.472,73 1.557 6,1 -7 -40
(*) = Censimento Generale dell'Agricoltura
Disponibilità di legno di pioppo prodotto in Italia (2011) [10] m3/anno
Legno tondo da tavolo 657.000
Legno da ardere e da biomassa 326.000
Totale 983.000
Fabbisogno nazionale di legno di pioppo (2008) [37] m3/anno
Compensati e sfogliati 2.000.000
Segati e pallet 650.000
Pasta di cellulosa e biomassa 125.000
Totale 3.900.000
Previsioni percentuali sul totale dei prelievi di legname a livello mondiale per tipo di formazione forestale (fonte Sedjo, 2001)
2000 2050
Foreste primarie 22 5
Foreste secondarie a gestione irregolare 14 10
Foreste secondarie ordinariamente utilizzate 30 10
Piantagioni industriali con specie autoctone 24 25
Piantagioni industriali a rapida crescita 10 50
Superfici a pioppo in Italia (dati Inventario Nazionale Forestale, 2005) Ettari
Piantagioni intensive 66.269
Formazioni seminaturali 29.161
Piantagioni a ceduo a ciclo breve (SRC) 6.000
Totale piantagioni 101.430
3.1.2) Filiera del materiale residuale forestale e del verde urbano:
Caso studio: impianto di teleriscaldamento da biomassa legnosa residuale
A questo proposito, si considera come caso studio la filiera del materiale residuale forestale della Comunità Montana della Lunigiana, in particolare della Municipalità di San Romano Garfagnana (in riferimento alla pubblicazione n.7, Energies 2014), la cui analisi è riportata nel capitolo riguardante la modellizzazione economica.
Prima filiera del caso studio: cippato da filiera corta (foreste locate entro 5-50 km dall'impianto di conversione)
Potenza impianto termico 220 kW Utenti pubblici dell'impianto di teleriscaldamento 3 (6300 m3)
Consumo di cippato (CM 24%) 72 t/anno Utenti privati dell'impianto di teleriscaldamento 0 Energia termica prodotta 176 MW/h.anno Efficienza energetica annuale 65 %
Seconda filiera del caso studio: cippato acquistato (proveniente da residuale boschivo e dall'industria del legno)
Potenza impianto termico 820 kW Utenti pubblici dell'impianto di teleriscaldamento 5 Consumo di cippato (CM 38,7%) 868 t f.m./anno Utenti privati dell'impianto di teleriscaldamento 80 Energa termica prodotta 1934 MW/h.anno Efficienza energetica annuale 77 %
Simulazione di filiera di biomassa per l'impianto di teleriscaldamento CML (fonte: Area Forestale CML)
Costo medio di produzione del cippato di legno circa 76 €/tf.m.
Costo produzione biomassa (fornitori) • 35 – 40 €/tf.m.= Biomassa residuale (forestale, segherie) • 90 €/tf.m. = Biomassa da SRC
Pbep del cippato di legno per il sistema 303 €/tf.m. Attuale range di prezzo del cippato sul mercato 60 – 70 €/tf.m.
Margini di sicurezza Sm1 = -6%; Sm2=321%
Margini di sicurezza biomassa residuale Sm1 = 29 – 47 % Margini di sicurezza biomassa da SRC Sm1 = - 65%
Risparmio annuo di biomassa 240 tf.m./anno (rispetto a riscaldamento con legna da ardere)
Diminuzione della domanda di legna da ardere -233 tf.m./anno (2 ha/anno) Caso studio di filiera dei residui forestali (Comunità Montana della Lunigiana,[5])
Dinamica del consumo energia primaria in utenze pubbliche collegate al sistema di teleriscaldamento CML
Consumo di energia per riscaldamento Ex-ante Ex-post
Variazione % ex-ante/ex-post
Settore Combustibili Energia
MWh/anno % MWh/annoEnergia % Utenze pubbliche (sede CML, scuole e centri operativi di sostanza pubblica)
Fonti fossili Diesel GPL 100,00 -100 % -- 100 % -Fonti
rinnovabili Cippato di legnoLegna da ardere Pellet -176,00 -100 % -+ 100 % -Totale 100,00 100 % 176,00 100 % + 76 %
Dinamica del consumo di energia primaria per riscaldamento di utenze pubbliche e private prima e dopo la connessione all'impianto di teleriscaldamento del comune di San Romano in Garfagnana (CML)
Consumo di energia per riscaldamento Ex-ante Ex-post Variazione %
ex-ante/ex-post
Settore Fonti Energia
Mwh/anno %
Energia Mwh/anno % Utenze
pubbliche
Fonti fossili Diesel GPL 51,04 149,02 26% 74% 0 0 0% 0% - 100% - 100% Fonti rinnovabili Cippato di legno - - 436,10 100%
-Totale 200,06 100% 436,10 100% 118%
Utenze private
Fonti fossili Diesel
GPL 296,43395,62 20%27% -- 0%0% - 100%- 100% Fonti rinnovabili Cippato di legno
Legna da ardere Pellet -713,84 42,70 -49% 3% 1498,00 315,28 15,51 82% 17% 1% -- 56% - 64% Totale 1448,59 100% 1828,79 100% 26%
Consumo totale di energia 1648,65 - 2264,89 - 37%
Consumo di energia del sist.di teleriscaldamento - - 1934,10 -
-Dinamica delle emissioni di gas a effetto serra per l'impianto del Comune di San Romano in Garfagnana
Tipo di utenze Emissioni CO2,equv
ex-ante (t/anno) Emissioni COex-post (t/anno)2,equv Riduzione annuale CO2,equv (t/anno)
Riduzione ex-ante/ex-post CO2,equv (t/15anni)
Utenze pubbliche 57,65 10,90 - 46,75 - 701,25
Utenze private 219,95 44,00 - 175,95 - 2639,25
Filiera toscana: fattibilità economica, effetti socio-economici locali e ambientali: Le aziende addette alla manutenzione forestale e del verde urbano, per sviluppare il settore recente della produzione di biomasse di seconda generazione, devono investire in nuovi macchinari di pre-trattamento, in logistica e nell'organizzazione di varie filiere, in funzione del tipo e della pezzatura della biomassa, con particolare attenzione al frequente utilizzo del cippato negli impianti di conversione energetica. Per valutare il rischio di investimento relativo alle condizioni di mercato, considerando la variabilità del prezzo del cippato per impianti termici e cogenerativi, occorre correlare i costi di produzione e il Pbep (Price of Break Even Point) dell'impianto con il costo del cippato acquistabile sul mercato.
Vengono quindi definiti due indicatori, in valori percentuali:
– Sm1 = indicatore del rischio d'investimento per l'azienda che si occupa della
raccolta della biomassa, corrispondente con la massima decrescita del prezzo del cippato sul mercato che assicuri la copertura dei costi di produzione;
– Sm2= indicatore del rischio d'investimento per l'azienda che gestisce l'impianto
di conversione energetica, corrispondente al massimo incremento sul mercato del prezzo del cippato che garantisca costi di produzione dell'energia inferiori o uguali al reddito ottenuto dalla vendita di energia termica o termica ed elettrica.
Margini di sicurezza abbastanza elevati rispetto ai valori (Sm1) e (Sm2) garantiscono
una maggiore stabilità dell'investimento, rispetto a variazioni nel prezzo del cippato.
Attuali fonti di produzione di biomassa legnosa residuale per le filiere toscane (interventi di manutenzione supportati dal Piano di Sviluppo Rurale (2007-2013))
Manutenzione forestale Manutenzione del verde urbano Operazioni di potatura delle coltivazioni agrarie Ripulitura di alvei fluviali
In Toscana, esistono ampi margini di investimento per nuovi sistemi di teleriscaldamento a biomasse, o per la conversione da sistemi a combustibili fossili pre-esistenti, mentre le aziende che si occupano della operazioni di manutenzione forestale e del verde urbano non hanno ancora margini di ricavo sufficienti da giustificare un investimento nel settore in assenza di finanziamenti pubblici.
Un aumento del prezzo del cippato sul mercato, fino a circa 80 – 90€, incoraggerebbe le aziende responsabili a fare investimenti nel settore, acquistando macchinari idonei alla raccolta della biomassa e provvedendo alle attività di recupero di legname di scarto da segherie ed industrie del legno, mantenendo margini di sicurezza per i gestori dell'impianto di teleriscaldamento (237% ≤ Sm2 ≤ 270%).
Un risultato analogo potrebbe essere raggiunto grazie ad investimenti strutturali con finanziamenti regionali, volti a dotare gli operatori forestali di sistemi di traino più efficienti nelle condizioni orografiche del territorio toscano, quali impianti a fune. I sistemi di teleriscaldamento a biomasse residuali sono adatti al territorio collinare toscano, in particolare al terreno montano della dorsale appenninica, grazie agli incentivi di filiera corta e ai contributi economici regionali per lo sviluppo delle aree svantaggiate, quali finanziamenti per gli investimenti e crediti fiscali.
Le aree predisposte allo sviluppo di sistemi di teleriscaldamento sono caratterizzate da un abbondante utilizzo di combustibili fossili e legna da parte di utenze domestiche; in particolare, la regione presenta il consumo più elevato di legna da ardere a livello nazionale (circa 1,4 milioni m3/anno), consentendo un aumento di efficienza dal 60% con legna da ardere a circa il 77% con tecnologia a biomasse. L'efficienza complessiva del sistema è anche funzione della somma ponderata delle efficienze delle tecnologie usate dagli utenti finali, quali camini termici e stufe.
Per valutare i vantaggi ottenuti dall'introduzione di un sistema di teleriscaldamento, occorre confrontare i consumi di energia primaria successivi e precedenti alla realizzazione dell'impianto, nell'area di influenza del sistema stesso.
Gli effetti positivi sul settore forestale e sulla locale economia del legno riguardano le attività di trasporto e cippaggio della biomassa residuale, in quanto le attività di manutenzione forestali sono analoghe a quelle precedenti all'installazione del sistema di teleriscaldamento (potatura, abbattimento, slittamento, riduzione del sottobosco); inoltre, a seguito della creazione di sistemi di teleriscaldamento, diminuisce la richiesta di legna da ardere, quindi diminuiscono le aree forestali soggette a taglio. Per quanto riguarda la valutazione degli effetti ambientali, a seguito dell'utilizzo di biomassa residuale per sistemi di teleriscaldamento, si osservano riduzioni delle emissioni di gas serra, quali CO2, CH4 e N2O; mediante il bilancio del Carbon Footprint, è possibile confrontare le emissioni ex-ante ed ex-post, valutate in tonnellate di anidride carbonica equivalente per tipologia di utenza.
Le emissioni di gas serra vengono stimate per le diverse fasi del processo, quali raccolta, trasporto, pre-trattamento, stoccaggio e conversione energetica.
Nelle fasi di raccolta e trasporto vengono utilizzati combustibili fossili, la cui sostituzione parziale con altri tipi di combustibili da fonti rinnovabili deve essere valutata a fronte del recupero dell'investimento da parte delle aziende in tempi accettabili, del bilancio energetico e delle emissioni (Carbon Footprint).
In particolare, per quanto riguarda il caso studio dell'impianto di teleriscaldamento a biomasse di seconda generazione di San Romano in Garfagnana, la riduzione annuale delle emissioni di gas ad effetto serra supera 222 tonnellate di CO2 equivalente, che corrisponde ad una riduzione di circa l'80%.
3.18) Filiera di Vinacce, raspi e sarmenti:
Caso studio:
L'azienda Marchesi Ginori Lisci possiede una proprietà di 2000 ettari nell'entroterra della Val di Cecina, presso il Castello Ginori di Querceto, con 700 ettari predisposti a seminativi, 20 oliveti e 17 ettari a vigneti iscritti alla DOC Montescudaio.
Dal 2010 è attivo nella tenuta un impianto a biogas, situato nella fascia di pianura irrigua vicina ai seminativi, che produce circa 5,6 milioni di kWh/anno, a partire da mais, sorgo, triticale, prodotti di scarto dei vigneti (raspi e vinacce), trinciati in piccoli pezzi e stoccati in silos coperti da teli. A intervalli giornalieri, queste biomasse in opportune percentuali sono alimentate al primo silos (fermentatore primario), dove in assenza di ossigeno e alla temperatura costate di 42°C si attivano batteri anaerobi metanigeni che sviluppano bio-metano. La materia è trasferita al secondo silos, dove subisce un processo di fermentazione con batteri specializzati, che produce gas metano che, privato dello zolfo, permette la cogenerazione ed il funzionamento di un sistema di teleriscaldamento a favore di vicine utenze domestiche (1280 famiglie). Il terzo silos raccoglie digestato, da utilizzare come ammendante agricolo.
Anche se l'impianto considerato non corrisponde alle tipologie prese in considerazione, esso rappresenta una alternativa già diffusa sul territorio regionale e passibile di ulteriori sviluppi; inoltre, l'azienda presenta un mix di biomasse convenzionali e di tipo residuale che permetterebbe lo sviluppo anche di impianti di gassificazione o combustione nella stessa tenuta, con scenario alternativo alla presenza dell'impianto a biogas, valutando opportunamente il recupero dell'investimento e la sua convenienza in termini di bilanci e Carbon Footprint.
Renovo Bioenergy S.p.A. sta progettando una centrale cogenerativa a biomassa di filiera corta di piccole dimensioni (1 MW) presso il Comune di Pontremoli (MC), con caldaia ad olio diatermico e rete di teleriscaldamento per le aziende limitrofe.
Il mix di biomasse utilizzato prevede materiale residuale cippato da manutenzione forestale e dall'industria del legno, cippato legnoso prodotto da potature agricole (quali vite e olivo), vinaccia vergine derivante dalla lavorazione delle cantine sociali e sansa a tre fasi ottenuta a seguito del processo di centrifugazione dei vicini olifici.
Nell'impianto è presente un turbogeneratore ORC, con ciclo chiuso di Rankine, ottenuto mediante l'impiego di un fluido organico.
La scelta di un impianto ORC facilita le fasi di trasporto ed installazione, necessita di ridotta manutenzione e permette un impiego sicuro ed Componenti di un impianto ORC
affidabile del fluido di lavoro.
La turbina è progettata per essere semplice ed affidabile alle basse velocità; il generatore elettrico installato è di frequente di tipo asincrono e a bassa tensione, consentendo un più semplice accoppiamento con la rete.
Il necessario pre-trattamento meccanico prima dell'alimentazione è funzione della tipologia di biomassa alimentata e può prevedere cippatura o pellettizzazione.
Quantitativi massimi giornalieri di biomasse in funzione della massima utilizzazione nel mix di riferimento Descrizione Sottoprodotti dell'espianto,
della manutenzione forestale, della gestione del bosco,
potature e ramaglie Sottoprodotti della trasformazione dell'uva Sottoprodotti della trasformazione delle olive % in peso della miscela
mix di riferimento
0 – 100 % 0 – 50 % 0 – 50 %
Qualifica biomassa Sotto-prodotto Sotto-prodotto Sotto-prodotto
Consumo combustibile (carico nominale)
2,3 ton/h 1,02 ton/h 1,02 ton/h
Consumo combustibile (giornaliero)
55,20 ton 24,48 ton 24,48 ton
Il territorio provinciale di Massa Carrara è tra i più boscati della regione (indice di boscosità pari al 59%); in particolare è possibile individuare due distinte zone: la Lunigiana, con indice pari al 66%, e l'area costiera, con indice del 21%.
Provincia (dati ARSIA 2009) Superficie totale (ha) Superficie boscata (ha)
Massa Carrara 115.512 77.871
Toscana 2.299.040 1.032.619
Il mix di biomasse per la conversione energetica permette un ritiro variabile della vinaccia vergine dalle cantine sociali, con riduzione dei problemi di smaltimento a livello locale, a seguito di flessioni della domanda da parte delle distillerie.
Ciclo termodinamico imp.ORC Lay-out indicativo del turbogeneratore ORC
Filiera toscana: fattibilità economica, effetti socio-economici locali e ambientali: Al momento manca una letteratura di riferimento per stimare le capacità produttive delle industrie di trasformazione a livello regionale, è tuttavia possibile stimare (fonte ENAMA) la quantità di residui potenzialmente recuperabili per un impiego energetico in modo indiretto, utilizzando valori percentuali di scarto caratteristici dei processi di produzione del vino e distillazione delle vinacce, pubblicati da associazioni di categoria. In media, sul territorio nazionale si produce dalla spremitura dell'uva circa il 74% di vino ed il 13% di vinacce vergini, con un 2% di raspi, sarmenti e altri scarti.
Dalle vinacce vergini può essere effettuato un recupero pari al 2% immediatamente, mentre un altro 11%, di cui il 42% diventa vinaccia esausta, viene recuperato soltanto a seguito del processo di distillazione. Per quanto riguarda i raspi, i 2/3 circa vengono scartati, mentre il restante 33% è destinato alla distillazione e produce scarti solo in quantità trascurabili.
In funzione delle produzioni medie annue di uva da vino nelle aree Nord, Centro e Sud del Paese (dati Istat, 2006-2010) è possibile calcolare:
• quantità media annua disponibile a livello nazionale di vinacce vergini (circa 134.000 t, pari al 2,1% della produzione di uva da vino);
• quantità media annua disponibile a livello nazionale di vinacce esauste (circa 294.000 t, pari al 4,6% della produzione di uva da vino);
• quantità media annua disponibile a livello nazionale di raspi (circa 96.000 t, pari al 1,5% della produzione di uva da vino).
Produzione raccolta di uva da vino (kt), fonte dati Istat anni 2006, 2007, 2008, 2009, 2010 e media
2006 kt 2007 kt 2008 kt 2009 kt 2010 kt Media kt
Toscana 413 406 398 383 424 400
Centro Italia 1.036 922 890 868 878 929
Italia 6.821 6.038 6.445 6.261 6.427 6.391
Stima dei residui annui derivanti dai processi di vinificazione e distillazione anni 2006-2010 (kt/anno t.q.) Uva (kt) Vinacce vergini (kt) Raspi (kt) Vinacce esauste (kt) Totale (media) (kt)
Centro 929 20 14 43 76
3.2) Bilanci di massa ed energetici
3.2.1) Ipotesi di modellizzazione
• Gassificazione:
Specifiche pre-fissate INPUT OUTPUT
Rapp. di equivalenza gassificazione (possibile 0,30)ER = 0,28 ER = (Mair/Mbiom)real / (Mair/Mbiom)stoich Portata biomassa dry (kg/h s.s.) 85 kg/h s.s. PS (Specific Gas Production) Mn,syngas/Mn,biom [mn3/kg] Portata biomassa wet (kg/h s.f.) Um15%: 100 Um10%: 94,44 Um15%: 106,25 Potenze termiche (kWth) -media entalpia -bassa entalpia -temperature (K) Dispersioni 3% portata
termica biomassa Ceneri = variabili in funzionedella composizione biomassa (Proxanal, Ultanal, Sulfanal)
Syngas -portata -comp.vol. -pesomolecolare -LHV, HHV Inerti Um15%: 0,09 Um10%: 0,07 Um20%: 0,11 Potere calorifico, Input Energetico Fuzione della composizione biomassa Fumi -portata (Nm3/h) -frazione vol.(%) O2, CO2 -peso mol.medio Condensatore T = 40°C
Separatore Ceneri Unitario Aria di
gassificazione biomassa e REFunzione di - portata - temp.input (25 °C)
Rendimento
d'impianto - Elettrico- Termico - Totale - Totale con Pre-Essiccamento Aria combustione m.c.i. Tale da ottenere
0,06 Mole Frac O2
Rendimento
m.c.i. 32% Influenza essiccamento (40 → 15%) o (30 → 15%) Teorico o effettivo (η=50%): - Potenza (kW) - Rend. Totale - Potenza (kW) - Rend. Totale Umidità input di riferimento 15% Efficienza max circuito raffredd. 90% Biochar - Ceneri - Contenuto C - Potenza Output Altre umidità studiate 10%, 20% Eff.max utenza 90% Temperature
interessanti (K)
-Picco processo -Out syngas - Fumi Calcolo dell'aria di gassificazione: C + O2 → CO2
H2 + ½ O2 → H2O
A partire dalla portata di biomassa umida e dall'umidità in ingresso, in funzione della
composizione volumetrica della biomassa(frazioni molari di carbonio e idrogeno),si ottiene:
Portata biomassa wet = 100 kg/h Umidità = 15%
C = 52,2% → 44,37 kg/h → O2 = (44,37 * 2,667) = 118,335 kg/h
H2 = 5,9% → 5,015 kg/h → O2 = (5,015 * 8) = 40,12 kg/h
Totale Output O2 = 158,455 kg/h
Comburente già presente nella biomassa: O2 = 39,86% → 33,881 kg/h Ossigeno stechiometrico: 124,574 kg/h → Aria stechiometrica: 536,913 kg/h Aria di gassificazione (ER = 0,28): 150,34 kg/h
• Ciclo ORC:
Specifiche pre-fissate INPUT OUTPUT
Rapp. di equivalenza ER Ciclo ORC Tale da ottenere 0,11 Mole Frac O2 ER = (Mair/Mbiom)real / (Mair/Mbiom)stoich Portata biomassa dry (kg/h s.s.) 85 kg/h s.s. Potenze termiche (kWth) -media entalpia -bassa entalpia -temperature Portata biomassa wet (kg/h s.f.) Um15%: 100 Um10%: 94,44 Um15%: 106,25 Fumi -portata (Nm3/h) -composizionevol. -peso molecolare -temperatura (K)
Dispersioni 3% portata termica
biomassa Ceneri = variabili in funzionedella composizione biomassa (Proxanal, Ultanal, Sulfanal)
Ceneri - ceneri - contenuto C - potenza output Inerti Um15%: 0,015 Um10%: 0,000001 Um20%: 0,025 Potere calorifico, Input Energetico Fuzione della composizione biomassa Flusso uscita
condensatore - portata- temperatura Olio diatermico MDM
OctaMethylTrisiloxane
Separatore Ceneri Unitario Aria di combustione Funzione di biomassa e RE - portata - temp.input (25 °C) Rendimento d'impianto - Elettrico - Termico - Totale - Totale con Pre-Essiccaento Pompa - Efficienza: 0,6
- Press. Scarico: 7,5 bar Efficienza Turbina --Meccanica: 0,93;Isoentropica:0,86; -Press. Scarico: 0,14 bar Influenza essiccamento (40 → 15%) o (30 → 15%) Teorico o effettivo (η=50%): - Potenza (kW) - Rend. Totale - Potenza (kW) - Rend. Totale Umidità input di
riferimento 15% Efficienza maxPth Fumi 90% Altre umidità
studiate 10%, 20% Efficienza maxPth Olio MDM 90% Temperatureinteressanti (K)
- Temp. Fumi - Temp. di Scambio Termico
• Processo EFMGT:
Specifiche pre-fissate INPUT OUTPUT
Rapp. di equivalenza
gassificazione Tale da ottenere0,11 Mole Frac O2 ER = (Mair/Mbiom)real / (Mair/Mbiom)stoich Portata biomassa dry (kg/h s.s.) 85 kg/h s.s. PS (Specific Gas Production) Mn,syngas/Mn,biom [mn3/kg] Portata biomassa wet (kg/h s.f.) Um15%: 100 Um10%: 94,44 Um15%: 106,25 Fumi -portata (Nm3/h) -composizionevol. -peso molecolare -temperatura (K) Dispersioni 3% portata
termica biomassa Ceneri = variabili in funzionedella composizione biomassa (Proxanal, Ultanal, Sulfanal)
Ceneri - ceneri - contenuto C - potenza output Inerti Um15%: 0,09 Um10%: 0,07 Um20%: 0,11 Potere calorifico, Input Energetico Fuzione della composizione biomassa Potenze
elettriche - Pot. assorbita compressore; - Pot. prodotta turbina
Ciclo Turbogas Aria
Separatore Ceneri Unitario Aria di
combustione biomassa e REFunzione di - portata - temp.input (25 °C)
Rendimento
d'impianto - Elettrico- Termico - Totale - Totale con Pre-Essiccaento Efficienza Compressore -Isoentropica:0,835;
-Meccanica: 0,92; -Press. Scarico: 4 atm Efficienza Turbina -Isoentropica:0,92; -Meccanica: 0,93 -Press. Scarico: 1,2 atm Influenza essiccamento (40 → 15%) o (30 → 15%) Teorico o effettivo (η=50%): - Potenza (kW) - Rend. Totale - Potenza (kW) - Rend. Totale Umidità input di riferimento 15% Efficienza max Pth Fumi 90% Altre umidità studiate 10%, 20% Ingresso Aria
Turbogas Input assegnato: T=15°C, p=1atm ṁ = 0,7 kg/sec Temperature interessanti (K) - Temp. Fumi - Temp. di Scambio Termico
3.2.2) Risultati modello di gassificazione del cippato (altri casi:Allegato 1) GASSIFICAZIONE del CIPPATO (Umidità pari al 15%, acquistato sul mercato)
INPUT Portata dry (kg/h s.s.) 85 Aria di gassificazione (kg/h) 150,34
Portata wet (kg/h s.f.) 100 Aria di gassificazione (Nm3/h) 116,84
Rapp.equivalenza ER 0,28 Pot. Essicc.Effettivo (kW)
(η=50%,essiccamento 40→15%) 39,381
Inerti 0,09 Pot. Essicc.Effettivo (kW)
(η=50%,essiccamento 30→15%) 20,259
Composizione biomassa Proxanal Ultanal Sulfanal
Umidità = 15 Ceneri = 1,7 Pyritic = 0,01 Volatili = 78,7 C = 52,2 H = 5,9 Sulfate = 0,01 CF = 19,6 N = 0,3 Cl = 0,01 Organic = 0,01 Ceneri = 1,7 S = 0,03 O = 39,86
OUTPUT Gas di sintesi prodotto Thermic Power PS [mn3/kg]
(Specific Gas Production) 2,74 Pth media entalpia (kWth)Pth bassa entalpia (kWth) 114,63368,78 Portata di syngas (kg/h) 244,80 Pth totale (kWth) 183,413 Portata di syngas (Nm3/h) 232,50 Temperature interessanti di processo Pesomol.mediosyngas (g/mol) 23,60 Temp. Heater 1 (K) 1562 Composizione volumetrica syngas H2 = 17,97 % CO = 20,85 % CH4 = 2,12 % CO2 = 9,45 % H2O = 9,8 % N2 = 39,79 % Temp. Heater 2 (K) 873 Temp.picco gassificazione (K) 1282 Temp. uscita syngas (K) 632
Temp. Fumi (K) 353,15
Pot.Output Syngas (kW) 336,69 Electric Power Pot.cal. LHV syngas (MJ/kg) 4,95 Potenza elettrica (kW)
Pel = ηel,mot*(m*LHV)syngas
107,74 Pot.cal. LHV syngas (MJ/Nm3) 5,21 Efficienze d'impianto
Produzione di Biochar (sotto-prodotto) Rend. Elettrico d'impianto 23,93% Portata di Biochar (kg/h) 5,40 Rend.Termico d'impianto 40,74%
Contenuto C 73,33% Rend.Totale d'impianto 64,67%
Ouput Potenza Biochar (kW) 39 Cold Gas Efficiency CGE 0,75 Fumi Valutazione efficienza essiccamento Portata di fumi (Nm3/h) 619,62 Rend.Tot. (Essicc.40 → 15%) 55,93% Frazione volumetrica fumi O2 = 5,99%
CO2 = 12,18%
Rend.Tot. (Essicc.30 → 15%) 60,17% Rend.Tot.2°Princ. (Ess.40→15%) 45,93%
Pesomol.mediofumi (g/mol) 29,09 Rend.Tot.2°Princ. (Ess.30→15%) 48,85% Tipologia di m.c.i. scelto a seguito del processo di gassificazione:
M.C.I. Otto 4 tempi: n=90 – 110 giri/sec, D=70 – 100 mm, C/D=0,8 – 1, up=11 – 16m/s, r = 9 – 11, pme = 0,8 – 1,4 MPa, η = 28 – 36% (scelto: η = 32%),
40 – 70 kW/dm3, 1 – 2 kg/kW
3.3) Bilancio ambientale
Il bilancio ambientale è fondamentale per la scelta delle FER; in letteratura si calcola che l'utilizzo di biomasse in sostituzione a combustibile fossile comporta in situazioni favorevoli una riduzione di circa il 97-98% dei gas serra prodotti, mentre in situazioni meno favorevoli una riduzione comunque superiore al 75% (M.Wihersaari, Elsevier). Occorre effettuare un bilancio ambientale di filiera, considerando il carbon footprint (in kgCO2/ha) dei vari step delle diverse filiere.
In particolare, se considero come conversione energetica la gassificazione, si ha che i residui sono inferiori al 6-8%, in quanto il processo avviene in ambiente chiuso con velocità inferiore rispetto alla combustione, la quale presenta incombusti maggiori.
Combustione Gassificazione
Residui del processo > 10 % Residui del processo 6-8 % Problemi dovuti alla
temperatura elevata nei combustori
Fusione o sublimazione dei metalli,
con rilascio di particelle tossiche Conseguenza delle temperature limitate Assenza dei problemi tipici dei combustori Formazione di legami
Carbonio-Cloro-Idrogeno, che costituiscono Diossine e Furani
Principale causa delle
emissioni in atmosfera Combustione del syngas nelle turbine a gas Elevata formazione di micro- e
nanopolveri, trasportate nei fumi a causa della turbolenza elevata
Caso di impiego di
reflui zootecnici Emissioni di NOx inferiori ai limiti di legge (eventuali sistemi di filtraggio) Confronto tra gli impatti comportati da alcune delle diverse colture energetiche:
Analisi su base areica livelli di impatto delle differenti biomasse, in kg equivalenti della sostanza di riferimento per ogni categoria sull'unità di superficie-ha [W-30]
A-d = Abiotic depletion; GWP = Global Warming Potential; OLD = Ozone Layer Depletion; H-t = Human toxicity; FW-t = Fresh Water toxicity; MW-t = Marine Water toxicity; T-t = Terrestrial toxicity; Ac = Acidification; Eu = Eutrophication.
3.4) Carbon Footprint
Si esegue il calcolo del Carbon Footprint per la filiera del cippato acquistato sul mercato, in funzione delle tre tipologie di conversione energetica, mediante il metodo delineato in “Greenhouse gas emission from final harvest fuel chip production in Finland”, M.Wihersaari (2005), Finland, Science Direct [4].
Tale calcolo può essere effettuato per le diverse biomasse, in funzione degli ettari disponibili per le singole coltivazioni sul territorio, della produttività per ettaro e delle caratteristiche delle varie fasi della filiera, specifiche per la biomassa considerata:
CIPPATO VERDE URBANO
PIOPPO VITE OLIVO SANSA ARUNDO DONAX
SORGO Ettari teorici per coltivazione (ha) Acquistato
sul mercato 12377 260 4000 7400 Residuo attività di frangitura 168 34 Produttività di biomassa/ha a regime (ts.s./ha/anno) (individuato in letteratura) 2,4 7 – 17 3 – 4 1 – 2,5 30 – 35 23 – 25 Produttività di biomassa/ha
media considerata (ts.s./ha/anno) 2,4 12 3,5 1,75 32,5 24
Si considerano 7500h/anno di funzionamento dell'impianto, con portata alimentata pari a 100kg/h. Per quanto riguarda il trasporto, si assume un fattore di 2,6639 kgCO2eq/lgasolio (fonte EPA); anche le produzioni tradizionali si assumono cogenerative. Si riporta il calcolo del Carbon Footprint (kgCO2eq/anno) per i tre impianti CHP a cippato, insieme al confronto con produzioni tradizionali da metano o gasolio:
A) Filiera del Cippato acquistato sul mercato con Gassificazione
Fase Tipologia prod.CO2eq CO2eq/anno Unità di misura Note
1) CAMPO Fertilizzazione 10696 kgCO2eq
Concimazione 609 kgCO2eq ← Biochar autoprodotto 2) RACCOLTA Macchine Agricole 9478 kgCO2eq ← Trattore diesel 5 km/l 3) TRASPORTO Chilometri percorsi
(andata e ritorno)
47790,37 kgCO2eq ← Distanza media 10 km
Autocarro max 5 ton, numero doppi viaggi: 3, 4,5 km/l diesel pieno carico
4) STOCCAGGIO Stoccaggio 3750 kgCO2eq ← 5 – 10 kgCO2eq/MWh
5) ESSICCAMENTO Essicc. (Um.30→15%) 2700 kgCO2eq ← Ess.in impianto 6) PRE-TRATTAMENTI
MECCANICI
Cippatura 1875 kgCO2eq
Pellettizzazione 0 kgCO2eq 7) IMPIANTO Fumi (CO2) 1160156,25 kgCO2eq Totale CO2eq emessa filiera TOTALE FILIERA 1237054,62 kgCO2eq Tot.Carbonio fissato CARBONIO FISSATO -1215500 kgCO2eq Bilancio di CO2eq emessa CO2eq emessa 21554,62 kgCO2eq Risparmio CO2eq rispetto a
fonti tradizionali Rispetto a GASOLIORispetto a METANO -828117,08-661319,26 kgCOkgCO2eq 2
B) Filiera del Cippato acquistato sul mercato con Ciclo ORC
Fase Tipologia prod.CO2eq CO2eq/anno Unità di misura Note
1) CAMPO Fertilizzazione 10696 kgCO2eq
Concimazione 609 kgCO2eq
2) RACCOLTA Macchine Agricole 9478 kgCO2eq ← Trattore diesel 5 km/l 3) TRASPORTO Chilometri percorsi
(andata e ritorno) 47790,37 kgCO2eq
← Distanza media 10 km Autocarro max 5 ton, numero doppi viaggi: 3, 4,5 km/l diesel pieno carico
4) STOCCAGGIO Stoccaggio 3750 kgCO2eq
5) ESSICCAMENTO Essicc. (Um.30→15%) 2700 kgCO2eq ← Ess.in impianto 6) PRE-TRATTAMENTI
MECCANICI
Cippatura 1875 kgCO2eq
Pellettizzazione 0 kgCO2eq 7) IMPIANTO Fumi (CO2) 1172243,58 kgCO2eq Totale CO2eq emessa filiera TOTALE FILIERA 1249141,95 kgCO2eq Tot.Carbonio fissato CARBONIO FISSATO -1215500 kgCO2eq Bilancio di CO2eq emessa CO2eq emessa 33641,95 kgCO2eq Risparmio CO2eq rispetto a
fonti tradizionali Rispetto a GASOLIORispetto a METANO -805384,85-622003,55 kgCOkgCO2eq 2
C) Filiera del Cippato acquistato sul mercato con Processo EFMGT
Fase Tipologia prod.CO2eq CO2eq/anno Unità di misura Note
1) CAMPO Fertilizzazione 10696 kgCO2eq
Concimazione 609 kgCO2eq
2) RACCOLTA Macchine Agricole 9478 kgCO2eq ← Trattore diesel 5 km/l 3) TRASPORTO Chilometri percorsi
(andata e ritorno) 47790,37 kgCO2eq
← Distanza media 10 km Autocarro max 5 ton, numero doppi viaggi: 3, 4,5 km/l diesel pieno carico
4) STOCCAGGIO Stoccaggio 3750 kgCO2eq
5) ESSICCAMENTO Essicc. (Um.30→15%) 2700 kgCO2eq ← Ess.in impianto 6) PRE-TRATTAMENTI
MECCANICI Cippatura 1875 kgCO2eq
Pellettizzazione 0 kgCO2eq 7) IMPIANTO Fumi (CO2) 1172243,58 kgCO2eq Totale CO2eq emessa filiera TOTALE FILIERA 1249141,95 kgCO2eq Tot.Carbonio fissato CARBONIO FISSATO -1215500 kgCO2eq Bilancio di CO2eq emessa CO2eq emessa 33641,95 kgCO2eq Risparmio CO2eq rispetto a
fonti tradizionali Rispetto a GASOLIORispetto a METANO -546029,75-424231,93 kgCOkgCO2eq 2
Per poter confrontare i risultati ottenuti con fonti diletteratura (articolo M.Wihersaari, [4]), si sono calcolate le emissioni come kgCO2eq/MWh; si sono ottenuti grafici che mostrano, come da aspettative, minori emissioni per la conversione cogenerativa della biomassa scelta (cippato) rispetto a combustibili tradizionali, in particolare metano e gasolio:
Valori di confronto da letteratura (kgCO2eq/MWh)
Gassificazione senza valorizzazione Biochar 25 – 50
Combustione + Ciclo ORC 50 – 100
Processo EFMGT 50 – 100
3.5) Modellizzazione economica
Per quanto riguarda la modellizzazione economica, occorre calcolare i costi di filiera necessari per una certa conversione energetica a partire da combustibili fossili e dalle biomasse considerate, quindi andare a considerare i ricavi medi annui, a fronte dei costo di investimento attualizzato dell'impianto, di trasporto e di stoccaggio.
Alcuni indicatori economici utili per confrontare impianti a biomassa e a fonti fossili convenzionali, valutando la convenienza economica dei primi, sono:
• IRR = Internal Rate of Return (Tasso interno di ritorno dell'investimento),
usato per confrontare la redditività dell'investimento (a seguito del confronto con il tasso d'interesse del mutuo ipotecario o il tasso d'interesse di investimenti alternativi, in particolare per riconversione di impianti esistenti);
• PBP = Pay-Back Period, ossia il numero di anni necessari per recuperare il
costo d'investimento dell'impianto a biomassa o il costo di riconversione;
• Pbep = Price of Break Even Point, prezzo massimo per la singola biomassa
alimentata, a seguito di un opportuno pre-trattamento (quale la cippatura), che l'azienda responsabile della conversione energetica può pagare alle imprese di raccolta, coprendo il costo totale di produzione.
Occorre anche confrontare il costo dell'energia (elettrica e termica) venduta all'utilizzatore finale, in particolare se privato, in funzione del tipo di fonte utilizzata, mediante il metodo del “full cost” (da letteratura), che consente anche la valutazione del costo unitario di produzione di energia termica in impianti con fonti miste.
Questa analisi considera la classificazione dei costi come:
• Costi diretti, ossia direttamente legati alla produzione energetica;
• Costi indiretti, associati agli input di produzione per entrambi i tipi di fonti (ammortamento dei costi dei materiali, amministrativi e di manutenzione). In particolare, per quanto riguarda un impianto di teleriscaldamento, occorre confrontare il bilancio economico per un impianto a biomassa di seconda generazione (alimentata ad esempio a cippato) ed un impianto a combustibili fossili (alimentato a diesel, metano o gpl), valutando i rispettivi indici e ponendoli a confronto:
NPCR = Net Present Cost impianto alimentato a biomassa NPCF = Net Present Cost impianto alimentato a diesel
ΔNPC = (NPCR – NPCF) =
Σ
n ctR/ (1 + r)t -
Σ
n ctF/ (1 + r)tt=0 t=0
dove: ctR= costo annuale totale dell'impianto a biomassa (anno n-esimo);
ctF = costo annuale totale dell'impianto alimentato a diesel (anno n-esimo); n = durata dell'investimento;
Il D.M. 6 Luglio 2012 prevede incentivi economici per impianti CHP di taglia inferiore a 300kWe, pari a 0,297 €/kWh, con durata dell'incentivazione di 20 anni e consumo degli ausiliari, fissato per il calcolo, del 17% dell'energia elettrica prodotta. Si riportano dati interessanti in merito ai consumi specifici delle diverse tipologie di conversione energetica:
Dati Decreto e Letteratura (*) Gassificazione Ciclo ORC Processo EFMGT
Costo specifico 3000 – 5000 5000 – 7000 6000 – 7000 €/kWe Tempo di funzionamento 7000 8000 7000 – 8000 h/anno Tempo di funzionamento medio
considerato nell'elaborato di tesi
7500 7500 7500 h/anno
Valore medio
Parametri calcolo NPV (Net Present Value)
COSTI
Costo medio biomassa (it.) 50 50 50 €/t ← Cippato di mercato
Orario giornaliero operatore 8 8 8 h/day
Giorni lavorativi annui 220 220 220 giorni/anno Costo Operatore 3000 3000 3000 €/anno ←
Costo medio manutenzione 0,03 0,03 0,03 €/kWhe ←
Tasso di sconto 4% 4% 4% ←
Ammortamento annuo 10% 10% 10% ←
Tasse 40% 40% 40% ←
RICAVI
Prezzo vendita energia termica 0,07 0,07 0,07 €/kWht ← Percentuale en.termica venduta 30% 30% 30%
(*) “Small-Scale Wood-Fuelled CHP Plants: a Comparative Evaluation of the Available Technologies”, S.Frigo, R.Gabbrielli,
M.Puccini, M.Seggiani, S.Vitolo, Univ.di Pisa, Chemical Engineering Transactions, vol.37, 2014, pubblic. AIDIC)
Si riportano diagrammi di confronto dei processi di conversione energetica [35]: gassificazione, ciclo ORC, processi EFMGT, RSE (Reciprocating Steam Engine, ciclo Rankine) e SE (Stirling Engine), in due diversi scenari di riferimento:
• Scenario A: Produzione di sola energia elettrica;
• Scenario B: Produzione CHP di energia elettrica e termica.
I casi preferibili dal punto di vista del bilancio economico, come evidenziato dai grafici (NPV-Costo Specifico d'Impianto) per le diverse tecnologie, sono:
Scenario A → Gassificazione; Scenario B → Combustione + Ciclo ORC.
Caso studio per la modellizzazione economica di filiera (pubbl. Energies 2014, [5]): impianto di teleriscaldamento da biomassa a San Romano in Garfagnana
Si consideri la filiera del materiale residuale forestale della Comunità Montana della Lunigiana, in particolare della Municipalità di San Romano Garfagnana, finalizzata alla produzione di energia termica per un impianto di teleriscaldamento locale, con utenze di tipo pubblico e privato, dal costo di investimento di €142,999, finanziato da CML e dalla Regione Toscana.
Parametri principali per l'impianto di teleriscaldamento di San Romano Garfagnana (C.M. Lunigiana) [5]
Durata di vita 15 anni Contenuto di umidità medio 24 %
Tasso di sconto applicato 2,25 % Contenuto energetico lordo nel cippato di legno
3,75 MWh/t f.m. Costo di produzione del
cippato di legno
43,50 €/t (voci di costo principali)
Contenuto energetico medio nel cippato di legno
64,94 % Consumo annuale medio
del cippato di legno
72 t f.m./anno Efficienza dell'impianto 271 MWh/anno Costo annuale di
approvvigionamento del cippato di legno
3174 €/anno Costo annuale associato al consumo elettrico
2059 €/anno (65% del costo annuale
del cippato)
E' possibile fare una valutazione ex-ante dell'efficienza economica dell'investimento, trovando: ΔNPC = 206,784 € e IRR = 54 %, non considerando consumo elettrico.
Due filiere di provenienza dei residui forestali: produzione in loco o acquisto del cippato – Teleriscaldamento, Comunità Montana della Lunigiana (2014), [5]
Per quanto riguarda la valutazione ex-post, si fa riferimento a dati ottenuti da attività di monitoraggio sull'impianto effettuate da CML (fonte pubbl. Energies 2014, [5]):
Indicatori di efficienza economica del'investimento per la CML approssimazione solo utenze pubbliche
Indicatori di efficienza economica Approssimazione di sole utenze pubbliche
Senza finanziamenti iniziali Con un finanziamento regionale del 25%
Tempo di ritorno (anni) 4 2
ΔNPC (€) 198,933 237,203
Tasso interno di ritorno IRR (%) 32 % 74 %
Prezzo BEP del cippato (€/t f.m.) 262 303
Risparmio medio annuo (€/anno), per lo stesso output energetico
15,773 18,808
I risultati sono in accordo con l'andamento delle valutazioni ex-ante, valutando
ex-post anche i consumi elettrici; l'investimento in una rete di teleriscaldamento a biomassa forestale o residuale da attività di segheria, in gran parte a filiera corta, è economicamente efficiente, in quanto garantisce alla Pubblica Amministrazione in 7 anni un risparmio di 106,620€, a fronte di un finanziamento regionale pari al 25%. Considerando un metodo di analisi economica di tipo dinamico, con variazione delle utenze collegate alla rete nel corso degli anni (40 al primo e secondo anno, 51 al terzo e 80 al quarto), l'investimento resta efficiente, in quanto presenta ancora un IRR superiore all'interesse bancario medio ottenuto dalla Cassa Depositi e Prestiti (CDP):
Parametri economici con analisi di tipo dinamico (anni 2009-2013), [5]
Tempo di ritorno investimento (anni) 8 Energia prodotta inverno 2011/2012
1391 MWh/anno Tasso di sconto applicato 2,25 % Energia prodotta inverno
2012/2013
1934 MWh/anno Tasso di interesse ponderato su
rate di mutuo a 20 anni con CDP (durata di vita di 15 anni)
4,803 % Efficienza dell'impianto anno 2010/2011
77,06 %
Prezzo di acquisto del cippato 56,5 € + VAT Prezzo di vendita energia termica 70,28 €/MWh Consumo annuale cippato
anni 2009/2011
532 tf.m./anno Energia venduta anni 2009/2010 e 2010/2011
748 MWh Consumo annuale cippato 2011/2012 624 tf.m./anno Energia venduta anno 2011/2012 955 MWh Consumo annuale cippato 2012/2013 868 tf.m./anno Energia venduta anno 2012/2013 1498 MWh Contenuto di umidità medio
del cippato
38,7 % Energia termica consumata da utenze pubbliche
436 MWh/anno Energia lorda cippato (M38)
anni 2009/2010 e 2010/2011
1559 MWh/anno
Fatturato della vendita di energia anni 2009/2010 e 2010/2011
56100 €/anno Energia lorda cippato (M38)
anno 2011/2012
1828 MWh/anno
Fatturato vendita di energia anno 2011/2012
71625 €/anno Energia lorda cippato (M38)
anno 2012/2013
2544 MWh/anno
Fatturato vendita di energia anno 2012/2013
112350 €/anno
In una analisi economica di tipo dinamico con impianto a regime, può essere utilizzata anche una approssimazione migliore, che consideri sia l'energia termica autoconsumata, che quella venduta ad utenze pubbliche o private.
Indicatori di efficienza economica dell'investimento per la CML utenze pubbliche e private [5]
Indicatori di efficienza economica Approssimazione di utenze pubbliche e private
Senza finanziamenti iniziali Con un finanziamento regionale del 37%
Tempo di ritorno (anni) > 16 8
ΔNPC (€) - 40,055 331,166
Tasso interno di ritorno IRR (%) NC 14,9 %
Prezzo BEP del cippato (€/t f.m.) 57,8 97,9
Risparmio medio annuo (€/anno), in riferimento al costo medio di produzione dell'energia
- 3176 26258
Prezzo Bep dell'energia (€/MWh) 77,50 54,30
Costo di produzione medio dell'energia ex-ante (€/Mwh)
147,12 Costo di produzione medio
dell'energia ex-post (€/MWh)
65,84 53,04
In questo modello gli indicatori tradizionali (quali ΔNPC e IRR) sottostimano l'efficienza dell'investimento, in quanto anche in assenza di investimenti pubblici il costo di produzione dell'energia ex-post raggiunge il valore di 65,84 €/MWh, con una riduzione del costo rispetto al contesto ex-ante che supera il 55%.
La valutazione dell'efficienza dell'investimento per le utenze private viene effettuata per le singole utenze, con risultato variabile in funzione della tecnologia installata. Per l'azienda responsabile della conversione energetica, per la programmazione economica è fondamentale stabilire la quantità di energia assorbita annualmente dalle utenze della rete di teleriscaldamento, in modo da mantenere margini di guadagno.
Costi medi di energia termica da rete di teleriscaldamento per le singole utenze private
Costi medi alimentando l'impianto di conversione con biomasse di seconda generazione
50 – 70 €/MWh Costi medi alimentando l'impianto di conversione con
biomasse tradizionali
70 – 100 €/MWh Costi medi alimentando l'impianto di conversione con
fonti fossili
95 – 140 €/MWh Caso studio impianto di teleriscaldamento
San Romano in Garfagnana (CML)
- attualmente: 45 €/MWh escluso il credito d'imposta; - possibile collegare le utenze in una rete più veloce e fissare un costo medio per singola utenza pari a 70 €/MWh escluso il credito d'imposta, consentendo comunque margini di risparmio alle utenze e permettendo margini di ricavo maggiori all'azienda
Analisi di sensitività impianto di teleriscaldamento a biomassa residuale in studio: L'analisi di sensitività consente di determinare, su un set di scenari possibili, come le modifiche di una variabile influenzino una variabile prefissata come target.
Per quanto riguarda il caso studio di impianto di teleriscaldamento a biomassa residuale di San Romano in Garfagnana si utilizza una valutazione di sostenibilità ex-post, ma è possibile effettuare anche una valutazione simile predittiva ex-ante. L'impianto di teleriscaldamento consente, grazie alla presenza di un collegamento fisico con le utenze, una ridotta variabilità nel numero di clienti, nella quantità di energia termica venduta e nella quantità di biomassa annualmente utilizzata.
In conseguenza di questa scarsa variabilità dei dati, l'algoritmo del metodo di Montecarlo varia, per la mancata definizione di funzioni di probabilità. Tuttavia, si può effettuare una valutazione di sensibilità per variabili di difficile controllo, quali:
– prezzo di acquisto della biomassa pre-trattata (di solito cippata) residuale da manutenzione forestale o dalle attività delle segherie con filiera corta, influenzato dal contesto territoriale (disponibilità della biomassa, numero delle imprese di raccolta, presenza e sviluppo economico dell'industria del legno); – politiche del prezzo di vendita dell'energia, per consentire margini di guadagno
all'azienda produttrice, provvedendo allo stesso tempo a massimizzare il consenso della popolazione locale e a rendere l'energia da fonte rinnovabile conveniente per l'utente finale rispetto a quella da fonte fossile, in quanto le utenze private scelgono di attaccarsi o meno all'impianto di teleriscaldamento, in funzione del minor costo dell'energia termica.
Si possono considerare, per il caso in studio, vari scenari alternativi: • 16 scenari in assenza di finanziamenti pubblici;
• 16 scenari in presenza di finanziamenti pubblici.
Uno scenario realistico è caratterizzato da prestazioni abbastanza limitate, con efficienza economica decrescente all'aumentare del prezzo del cippato.
Per assicurare una maggiore stabilità dell'investimento rispetto ad incrementi nel costo della biomassa e la sua fattibilità anche in assenza di finanziamenti regionali, occorre aumentare leggermente il prezzo di vendita dell'energia da 70,28 €/MWh a 90 €/MWh, mantenendo un margine di risparmio elevato per le utenze private.
Per valutare la bontà dello scenario attuale (40 utenze al primo e secondo anno, 51 al terzo e 80 al quarto) rispetto ad uno scenario ottimale per il caso studio (connessione di 80 utenze fino dal primo anno), occorre effettuare un confronto sia nel contesto di assenza di finanziamenti, che con un finanziamento regionale pari al 37%.
Dal confronto si evidenzia che la temporizzazione dei collegamenti alla rete di teleriscaldamento presenta effetti positivi sugli indicatori di efficienza economica, ma di influenza minore rispetto alle possibili variazione dei prezzi della biomassa
pre-trattata alimentata all'impianto e del prezzo di vendita dell'energia.
Di conseguenza, occorre sostenere una temporizzazione appropriata dei collegamenti delle utenze, con una definizione opportuna dei prezzi di vendita dell'energia.
Analisi di sensitività per gli indicatori di efficienza economica relativi a scenari di prezzo di vendita dell'energia e prezzo di acquisto del cippato
Impianto di teleriscaldamento Comune di San Romano di Garfagnana, CML (Energies 2014, [5])
ΔNPC (€)
Con finanziamento regionale pari al 37 % In assenza di finanziamento iniziale Prezzo del cippato di legno (€/tf.m.) Prezzo del cippato di legno (€/tf.m.)
40 60 80 100 40 60 80 100 Prezzo di vendita dell'energia €/MWh (tasse incluse) 70 456482 271117 85,752 -99613 85260 -100105 -285469 -470834 90 776386 591021 405656 220291 405164 219799 34434 -150930 110 1096289 910924 725560 540195 725068 539703 354338 168973 130 1416193 1230828 1045463 860099 1044972 859607 674242 488877
Tempo di ritorno (anni) Prezzo di vendita dell'energia €/MWh (tasse incluse) 70 6 8 12 > 16 13 > 16 > 16 > 16 90 5 6 7 9 9 11 15 > 16 110 5 5 5 6 7 8 10 12 130 4 4 5 5 6 7 8 9
Tasso di ritorno interno (%) Prezzo di vendita dell'energia €/MWh (tasse incluse) 70 18,22 % 13,16 % 6,54 % NC 4,33 % - NC NC 90 25,19 % 21,35 % 16,93 % 11,56 % 10,31 % 7,11 % 3,13 % NC 110 30,94 % 27,72 % 24,18 % 20,21 % 14,88 % 12,35 % 9,49 % 6,11 % 130 35,92 % 33,11 % 30,08 % 26,79 % 18,70 % 16,55 % 14,21 % 11,60 %
Risparmi medi per anno (€/anno) Prezzo di vendita dell'energia €/MWh (tasse incluse) 70 36194 21496 6799 -7898 6760 -7937 -22634 -37332 90 61558 46861 32164 17467 32125 17428 2730 -11967 110 86923 72226 57529 42831 57490 42792 28095 13398 130 112288 97591 82893 68196 82854 68157 53460 38762
Confronto tra indicatori di efficienza finanziaria in due scenari (scenario realistico, con 40 utenze al I e al II anno, 50 al III e 80 al IV, e scenario ottimale, con 80 utenze al I anno) riguardanti la
diversa temporizzazione delle connessioni delle utenze all'impianto di teleriscaldamento del Comune di San Romano in Garfagnana CML (fonte pubblicazione Energies 2014, [5])
Con finanziamento regionale pari al 37 %
In assenza di finanziamento regionale Scenario di connessione delle utenze Tempo di ritorno (anni) ΔNPC (€) Tasso interno di ritorno (%) Risparmi medi per anno (€/anno) Prezzo Bep di energia (€/MWh) Tempo di ritorno (anni) ΔNPC (€) Tasso interno di ritorno (%) Risparmi medi per anno (€/anno) Prezzo Bep di energia (€/MWh) Scenario realistico 8 331,166 14,90 % 26,258 54,30 > 16 -40,055 - -3,176 77,50 Scenario ottimale 7 338,927 16,40 % 27,449 51,30 > 16 -32,295 - -2,584 73,90
