produzione di energia elettrica da biomassa

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POLITECNICO DI BARI FACOLTA’ DI INGEGNERIA CORSO DI LAUREA IN INGEGNERIA ELETTRICA TESI DI LAUREA IN IMPIANTI ELETTRICI PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA BIOMASSA CON L’USO DI RISORSE TERRITORIALMENTE DISPONIBILI RELATORE: Chiar.mo Prof. Ing. Giuseppe CAFARO CORRELATORE: Chiar.mo Prof. Ing. Michele TROVATO LAUREANDO : Martino LAPENNA ANNO ACCADEMICO 2004-2005

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Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

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Page 1: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

P O L I T E C N I C O D I B A R I FACOLTA’ D I INGEGNERIA

CORSO DI LAUREA IN INGEGNERIA ELETTRICA

TESI D I LAUREA I N I M P I A N T I E L E T T R I C I

PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA BIOMASSA CON L’USO DI RISORSE

TERRITORIALMENTE DISPONIBILI

RELATORE:

Chiar.mo Prof. Ing. Giuseppe CAFARO

CORRELATORE:

Chiar.mo Prof. Ing. Michele TROVATO

L A U R E A N D O :

M a r t i n o L A P E N N A

ANNO ACCADEMICO 2004-2005

Page 2: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Martino Lapenna cell.: 347 / 9351582 e-mail: [email protected]

Page 3: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

“Beati quelli che hanno fame e sete della giustizia,

perché saranno saziati” (Mt 5,6)

“Come raggiungere un traguardo? Senza fretta, ma senza sosta”

(Johann Wolfang Goethe)

A chi ha sempre creduto in me,

al mio Signore, a mamma, a Claudia e a Pamela

Page 4: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Ringraziamenti Tante sono le persone che vorrei ringraziare per avermi permesso di giungere a questo punto che risulta essere insieme, di arrivo e di partenza. Innanzitutto il Prof. Giuseppe Cafaro che con la sua competenza e disponibilità mi ha lasciato la libertà di approfondire un tema per me molto appassionante, e insieme mi ha indicato persone che mi hanno aiutato enormemente nella documentazione necessaria per la stesura della tesi, anche loro voglio ringraziare profondamente: l’Ing. Francesco Messa dell’Associazione Industriali di Bari e l’Ing. Vincenzo Lattanzi del centro ENEA di Bari. Un ringraziamento particolare va al Prof. Michele Trovato che mi ha dato un notevole e prezioso aiuto nella valutazione economica dell’argomento di tesi. Grazie alla mia famiglia che con tanti sacrifici ha sostenuto questo mio lungo percorso universitario, spero siate orgogliosi, con me, per questo obiettivo così faticosamente raggiunto. Ringrazio Marco e Tommaso, amici prima che colleghi, con cui ho condiviso i miei ultimi e più decisivi anni di università; tante, meravigliose e piene sono le esperienze vissute insieme, grazie di cuore del vostro sostegno, della vostra disponibilità, della vostra amicizia ...a buon rendere. Grazie a Carlo, il mio amico di sempre, che presto condividerà questa mia stessa gioia. Un ultimo profondo grazie che mi sale dal cuore è per una persona speciale, che in questi anni è risultata essere una meravigliosa e solida colonna su cui poter provare a costruire una vita densa e piena di significato; sì, parlo di te, Claudia! Grazie di esserci col tuo amore ...davvero grazie!

Page 5: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

INDICE Introduzione ……………………………………………………………….

Capitolo 1 Biomassa.…………………………………………………...

1.1 Definizione scientifica………………………………………………

1.2 Definizione legislativa………………………………………………

1.3 Modalità di conversione energetica……………………………….

1.3.1 Processi di conversione biochimica………………………..

1.3.2 Processi di conversione termochimica…………………….

1.4 Tipologie di biomasse e loro utilizzo a fini energetici…………...

1.4.1 Biocombustibili solidi………………………………………...

1.4.2 Tipi di utilizzo energetico dei combustibili solidi…………..

1.4.2.1 Energia termica per usi domestici……………........

1.4.2.2 Il teleriscaldamento a biomasse……………………

1.4.2.3 Energia termica per usi industriali………………….

1.4.2.4 Energia elettrica da biomasse……………………...

1.4.3 Biocombustibili liquidi……………………………………......

1.4.3.1 Biodiesel.................................................................

1.4.3.2 Bioetanolo…………………………………………….

1.4.4 Biogas da digestione anaerobica………………………......

1.4.4.1 Gli impianti di digestione anaerobica di liquami

zootecnici................................................................

1.4.4.2 Il trattamento anaerobico di altre biomasse di

scarto......................................................................

1.4.4.3 Il recupero di biogas dalle discariche…..................

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I

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Capitolo 2 Stato dell’arte: produzione di energia da fonti rinnovabili......................................................................

2.1 Quadro internazionale…............................................................

2.1.1 L’Italia nel conteso internazionale……………...................

2.2 Energia da fonti rinnovabili in Italia…………………………….....

2.3 Energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia……………………..

2.4 Uno sguardo alla nostra regione: energia elettrica da

biomasse in Puglia…………………………………………...........

2.4.1 Impianti a biomasse in Puglia……………………………....

2.5 Le previsioni di sviluppo dell’uso di biomasse a fini energetici...

2.6 Incentivi all’utilizzo della biomassa per la produzione di

energia.......................................................................................

Capitolo 3 La sansa in Puglia: residuo o risorsa?........................

3.1 La sansa nella legislazione italiana……………..........................

3.2 Filiera di produzione della sansa esausta…………………….....

3.3 Usi principali della sansa prima del DPCM 8/10/2004……….....

3.3.1 Agricoltura.........................................................................

3.3.2 Mangimistica……………………………………………….....

3.3.3 Fabbricazione di laterizi.....................................................

3.3.4 Ebanisteria……………………………………………...........

3.4 Usi principali della sansa dopo il DPCM 8/10/2004....................

3.4.1 Produzione di energia termica ad uso domestico.............

3.4.2 Produzione di energia termica ad uso industriale.............

3.4.3 Produzione di energia elettrica………...............................

3.5 Studio ENEA sulla valorizzazione della sansa esausta.............

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II

Page 7: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Capitolo 4 Valutazione tecnico-economica e iter burocratico di un impianto a biomassa................................................

4.1 Studio delle fasi di produzione...................................................

4.2 Progettazione.............................................................................

4.3 Costruzione................................................................................

4.3.1 Sistema di stoccaggio e movimentazione del

combustibile......................................................................

4.3.2 Sezione di combustione....................................................

4.3.3 Caldaia-generatore di vapore………….............................

4.3.4 Trattamento fumi ed abbattimento inquinanti....................

4.3.5 Turbina e impianto di demineralizzazione.........................

4.3.6 Impianti accessori…………………………………………....

4.4 Iter autorizzativo…………….......................................................

4.5 Il consenso locale…………….....................................................

4.6 Gestione dell’impianto………………………………….................

4.7 Costo del combustibile...............................................................

Capitolo 5 Potenziale Energetico della sansa esausta in Puglia, valutazione economica ed ambientale di una possibile centrale..........................................................

5.1 Potenziale energetico della sansa esausta in Puglia.................

5.2 Costo industriale del MWh prodotto da sansa esausta..............

5.2.1 Investimento complessivo attualizzato…..........................

5.2.2 Costi di gestione................................................................

5.2.3 Spesa associata al costo del combustibile........................

5.3 Emissioni evitate di CO2 nell’ambiente…...................................

5.4 Valutazione economica dell’investimento..................................

5.5 Conclusioni.................................................................................

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Bibliografia..........................................................................................

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IV

Page 9: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Introduzione

La valorizzazione energetica delle biomasse è uno dei punti di riferimento della

strategia nazionale per la riduzione delle emissioni dei gas ad effetto serra ed, in

particolare, delle emissioni di anidride carbonica.

Come è noto, nella produzione di energia attraverso la biomassa (bioenergia), il

bilancio complessivo fra l’assorbimento del carbonio atmosferico (e quindi di CO2)

e l’emissione di anidride carbonica conseguente l’utilizzo a fini energetici delle

biomasse, è pressoché in equilibrio; ne discende che le biomasse sono da

considerarsi, a pieno titolo, fonti energetiche rinnovabili.

L’impiego delle biomasse risulta ancor più importante per la diversificazione delle

fonti e per la riduzione della dipendenza energetica dell’Italia, attraverso la

valorizzazione di risorse locali: si pensi in proposito al sempre crescente prezzo

del petrolio e alle recenti problematiche che hanno interessato l’importazione

nazionale di gas naturale dalla Russia.

Obiettivo di questa tesi è quello di fornire, inizialmente, una panoramica sui diversi

tipi di biomasse presenti sul territorio nazionale, indicandone i vari utilizzi a fini

energetici, per poi concentrare l’attenzione sulla situazione e sulle potenzialità

della regione Puglia. In particolare, si è scelto di approfondire il discorso su una

biomassa particolarmente presente e caratterizzante la nostra regione: la sansa

esausta da olive.

Entrando nello specifico, ho provato a stimare la potenzialità energetica di questa

biomassa, per giungere a ipotizzare la presenza di centrali di produzione di

energia elettrica, opportunamente dislocate geograficamente, in grado di sfruttare

questo potenziale. Ho effettuato, inoltre, una valutazione tecnico-economica di un

possibile investimento, andando a calcolare il costo industriale del MWh prodotto

da sansa esausta e ricavando il valore di diversi indici economici che mi hanno

permesso di esprimere un giudizio circostanziato sull’ipotetica iniziativa

economica.

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Page 10: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Capitolo 1

Biomassa

1.1 Definizione scientifica In termini scientifici, la parola biomassa include ogni tipo di materiale di origine

biologica e quindi legato alla chimica del carbonio; in altri termini ci si può riferire

ad ogni sostanza che deriva direttamente o indirettamente dalla fotosintesi

clorofilliana.

Mediante questo processo le piante assorbono dall'ambiente circostante anidride

carbonica (CO2) e acqua, che vengono trasformate, con l'apporto dell'energia

solare e di sostanze nutrienti presenti nel terreno, in materiale organico utile alla

crescita della pianta.

In questo modo vengono fissate complessivamente circa 2×1011 tonnellate di

carbonio all'anno, con un contenuto energetico equivalente a 70 miliardi di

tonnellate di petrolio, circa 10 volte l'attuale fabbisogno energetico mondiale.

Volendo accostare il concetto di “rinnovabilità”, alla definizione di biomassa, è

necessario escludere tutte le biomasse fossilizzate e relativi derivati, in quanto i

tempi di ricostituzione risultano essere troppo elevati (milioni di anni).

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Le più importanti tipologie di biomassa sono: residui forestali, scarti dell’industria di

trasformazione del legno (trucioli, segatura, etc.), scarti delle aziende agricole e

zootecniche, gli scarti mercatali, colture agricole e forestali dedicate, alghe e

colture acquatiche e i rifiuti solidi urbani.

Associati al termine biomassa, sono ormai di utilizzo comune, nel settore delle

energie rinnovabili:

• il termine biocombustibile, con il quale s’intende generalmente “ogni

sostanza organica diversa dal petrolio, dal gas naturale, dal carbone o dai

loro derivati, utilizzabile come combustibile”, e quindi in particolare tutti i

combustibili solidi, liquidi o gassosi derivati direttamente dalle biomasse od

ottenuti a seguito di un processo di trasformazione strutturale del materiale

organico;

• il termine bioenergia, che rappresenta la produzione di energia proveniente

dall’uso dei biocombustibili.

1.2 Definizione legislativa La definizione di biomasse nella normativa italiana, e comunitaria, appare

abbastanza confusa; diverse fonti legislative e normative la definiscono in maniera

diversa e, spesso, contraddittoria.

Inoltre il concetto di biomassa è strettamente collegato a quello di “rifiuto”, sia esso

industriale o urbano: in questo, infatti si trovano sostanze derivate direttamente o

indirettamente dalla fotosintesi clorofilliana.

A livello legislativo ciò che è considerato “rifiuto” viene trattato diversamente da ciò

che è definito come biomassa.

Vediamo le principali leggi e norme:

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1) D. Lgs. n.22, 5 febbraio 1997 (“Decreto Ronchi”)

Per il Decreto Ronchi tutte le sostanze residue di lavorazione, anche se di origine

vegetale e non trattate, rientrano nella categoria di rifiuto e quindi non definibili

come biomassa.

ART. 6: RIFIUTO: qualsiasi sostanza od oggetto che rientra nelle categorie

riportate nell'allegato A e di cui il detentore si disfi o abbia deciso o abbia l'obbligo

di disfarsi.

Nell'allegato A, tra le varie categorie di rifiuti, si trovano:

• Q1 Residui di produzione o di consumo in appresso non specificati;

• Q8 Residui di processi industriali (ad esempio scorie, processi di distillazione,

ecc.);

• Q16 Qualunque altra sostanza, materia o prodotto che non rientri nelle

categorie sopra elencate.

ART. 7, comma 3; vengono definiti rifiuti speciali:

• I RIFIUTI DA ATTIVITÀ AGRICOLE E AGRO-INDUSTRIALI

• ...

• I RIFIUTI DA LAVORAZIONI INDUSTRIALI

2) Legge n.10, 9 gennaio 1991, “Norme per l’attuazione del Piano energetico

nazionale in materia di uso razionale dell’energia, di risparmio energetico e di

sviluppo delle fonti rinnovabili di energia”

Tra le fonti rinnovabili definite all'art. 3, comma 3, è annoverata anche la

trasformazione dei rifiuti organici ed inorganici o di prodotti vegetali.

In questo caso non si parla esplicitamente di biomassa, ma se ne consente l’uso a

fini energetici.

3) D. Lgs. 16 marzo 1999, n.79 (“Decreto Bersani”)

“Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno

dell’energia elettrica”

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Page 13: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Il Decreto Bersani (art.2, comma 15) definisce, fra le fonti rinnovabili, la

trasformazione in energia elettrica di prodotti vegetali e rifiuti organici ed

inorganici.

4) Decreto del Ministero delle Politiche Agricole e Forestali n.401, 11 settembre

1999, "Regolamento recante norme di attuazione dell'articolo 1, commi 3 e 4, del

decreto legislativo 30 aprile 1998, n.173, per la concessione di aiuti a favore della

produzione ed utilizzazione di fonti energetiche rinnovabili nel settore agricolo"

Il regolamento, all'art.1, comma 3, definisce biomasse:

• la legna da ardere;

• altri prodotti e residui lignocellulosici puri;

• sottoprodotti di coltivazioni agricole, ittiche e di trasformazione agro-

industriale;

• colture agricole e forestali dedicate;

• liquami e reflui zootecnici ed acquicoli.

5) Direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio del 10 maggio 2000 sulla

promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel

mercato interno dell'elettricità

La Direttiva, all'art. 2, comma 1, definisce biomasse gli scarti vegetali provenienti

dall'agricoltura, dalla silvicoltura e dall'industria alimentare nonché cascami di

legno non trattati e cascami di sughero.

6) Decisione della Commissione 2001/C 37/03,

“Disciplina comunitaria degli aiuti di Stato per la tutela dell’ambiente”

Tra le definizioni di fonti di energia rinnovabili vengono menzionate anche le

biomasse (paragrafo B.6):

“... e della biomassa nelle sue diverse forme (prodotti dell’agricoltura e della

silvicoltura, scarti vegetali provenienti dall’agricoltura, dalla silvicoltura e

dall’industria alimentare, nonché cascami di legno e di sughero non trattati)”.

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Page 14: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

7) Direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio 2001/77/CE del 27 settembre

2001 sulla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche

rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità

All’articolo 2, lettera b), le biomasse vengono così definite:

“la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall’agricoltura

(comprendente sostanze vegetali ed animali) e dalla silvicoltura e dalle industrie

connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali ed urbani”.

La definizione di biomasse risulta qui più ampia perché anche i rifiuti possono

essere utilizzati come fonti energetiche purché gli Stati membri rispettino la

normativa comunitaria vigente in materia di gestione dei rifiuti.

Tale definizione è stata recepita dall’ordinamento italiano col D.L. 387 del

29/12/2003 in attuazione della Direttiva in questione.

8) Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 8 marzo 2002: Disciplina delle

caratteristiche merceologiche dei combustibili aventi rilevanza ai fini

dell'inquinamento atmosferico, nonché delle caratteristiche tecnologiche degli

impianti di combustione

L’articolo 3, comma 1, punto n) afferma che negli impianti di combustione per uso

industriale è consentito l'uso, come combustibile, delle biomasse come individuate

nell'Allegato III del decreto stesso.

Allegato III;

col termine biomasse vengono individuate le seguenti tipologie di sostanze:

a) materiale vegetale prodotto da coltivazioni dedicate;

b) materiale vegetale prodotto da trattamento esclusivamente meccanico di

coltivazioni agricole non dedicate;

c) materiale vegetale prodotto da interventi selvicolturali, da manutenzioni

forestali e da potatura;

d) materiale vegetale prodotto dalla lavorazione esclusivamente meccanica di

legno vergine e costituito da cortecce, segatura, trucioli, chips, refili e

tondelli di legno vergine, granulati e cascami di legno vergine, granulati e

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Page 15: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

cascami di sughero vergine, tondelli non contaminati da inquinanti, aventi le

caratteristiche previste per la commercializzazione e l'impiego;

e) materiale vegetale prodotto dalla lavorazione esclusivamente meccanica di

prodotti agricoli, avente le caratteristiche previste per la

commercializzazione e l'impiego.

In tale definizione rientrano gran parte delle biomasse che possono essere

effettivamente destinate alla combustione che vengono, quindi, escluse dal campo

della normativa sui rifiuti. Il Decreto specifica che la conversione energetica di tali

biomasse può essere effettuata attraverso la combustione diretta, con il rispetto di

precisi limiti sulle emissioni. Tali limiti (Tabella 1.1) sono meno stringenti di quelli

fissati dalla precedente normativa ove la combustione delle biomasse era a tutti gli

effetti trattata come quella dei rifiuti. Tabella 1.1 Limiti per le emissioni da impianti a biomassa secondo il DPCM 8/3/2002

(1) Agli impianti di potenza termica nominale complessiva pari o superiore a 0,035 MW e non

superiore a 0,15 MW si applica un valore limite di emissione per le polveri totali di

200 mg/Nm3.

(2) I valori limite sono riferiti al volume effluente gassoso secco riportato alle condizioni normali: 0

Centigradi e 0,1013 MPa.

(3) Valori medi giornalieri

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Page 16: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

1.3 Modalità di conversione energetica Le modalità di conversione della biomassa, per l’impiego a fini energetici, possono

essere di tipo biochimico o di tipo termochimico.

1.3.1 Processi di conversione biochimica Permettono di ricavare energia per reazione chimica dovuta al contributo di

enzimi, funghi e micro-organismi, che si formano nella biomassa sotto particolari

condizioni, e vengono impiegati per quelle biomasse in cui il rapporto C/N sia

inferiore a 30 e l'umidità alla raccolta superiore al 30%. Risultano idonei alla

conversione biochimica le colture acquatiche, alcuni sottoprodotti colturali (foglie e

steli di barbabietola, ortive, patata, ecc.), i reflui zootecnici e alcuni scarti di

lavorazione (borlande, acqua di vegetazione, ecc.), nonché la biomassa

eterogenea immagazzinata nelle discariche controllate.

1.3.2 Processi di conversione termochimica Sono basati sull'azione del calore che permette le reazioni chimiche necessarie a

trasformare la materia in energia e sono utilizzabili per i prodotti ed i residui

cellulosici e legnosi in cui il rapporto C/N abbia valori superiori a 30 ed il contenuto

di umidità non superi il 30%. Le biomasse più adatte a subire processi di

conversione termochimica sono la legna e tutti i suoi derivati (segatura, trucioli,

ecc.), i più comuni sottoprodotti colturali di tipo ligno-cellulosico (paglia di cereali,

residui di potatura della vite e dei fruttiferi, ecc.) e taluni scarti di lavorazione (lolla,

sansa esausta, pula, gusci, noccioli, ecc.). Tra le varie tecnologie di conversione

energetica delle biomasse alcune possono considerarsi giunte ad un livello di

sviluppo tale da consentirne l'utilizzazione su scala industriale, altre necessitano

invece di ulteriore sperimentazione al fine di aumentare i rendimenti e ridurre i

costi di conversione energetica.

Nella tabella successiva (Tabella 1.2) vengono indicati i diversi processi di

conversione applicabili ai diversi tipi di biomasse.

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Page 17: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 1.2 Tipici processi di conversione di biomasse in energia

1.4 Tipologie di biomasse e loro utilizzo a fini energetici In Italia, le biomasse disponibili per produrre energia, sono quasi esclusivamente

costituite da legna da ardere, residui agricoli, agroindustriali e forestali, e la

frazione biodegradabile dei rifiuti solidi urbani. Il contenuto energetico di queste

biorisorse è equivalente a circa 23 milioni di tonnellate di petrolio (Mtep). Non tutta

la quantità di biomasse prodotta annualmente è recuperabile, sia perché la

materia prima si presenta molto dispersa sul territorio, sia perché sono possibili usi

alternativi della biomassa stessa. Si stima che quella recuperabile a fini energetici

sia il 45-50% di quella prodotta.

Le filiere bioenergetiche più vicine alle attuali esigenze del sistema

socioeconomico nazionale sono basate su:

• l’uso di biocombustibili solidi nel comparto domestico (prevalente),

industriale ed energetico;

• l’uso di biocombustibili liquidi da colture agricole per l’autotrazione e il

riscaldamento urbano;

• l’uso del biogas per esigenze aziendali.

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Page 18: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

1.4.1 Biocombustibili solidi Le forme in cui tutti i biocombustibili solidi si trovano sul mercato nazionale

sono essenzialmente le seguenti:

Legna da ardere

Ancora oggi l’uso della legna per la produzione di energia è molto diffuso nel

nostro Paese. Da uno studio condotto dall’ENEA, riferito a dati del 1999,

risulterebbe che in Italia, per il solo settore residenziale, siano state consumate

circa 14,5 Mton di legna per camini, stufe e forni. Le caratteristiche chimico-fisiche

di questa biomassa sono correlate alle essenze utilizzate, al grado di

essiccazione, al rapporto legno-corteccia, ecc.; mentre il prezzo di mercato varia,

sia in funzione delle menzionate caratteristiche, sia per il tipo di allestimento, per i

quantitativi acquistati e per la localizzazione geografica.

La legna da ardere, quercia in tronchetti, portata in casa, ha prezzi attorno agli

80÷110 €/ton, mentre risulta più basso se acquistata all’ingrosso (anche 45÷55

€/ton), sebbene in alcune realtà sia possibile disporre di legname praticamente a

costo zero (potature agricole, scarti delle utilizzazioni forestali ecc.).

Cippato Si definisce “cippato di legno” o “legno sminuzzato”, il legname in scaglie ottenuto

da apposite macchine. Per produrre cippato si utilizza normalmente legno di

qualità inferiore, come i residui delle potature boschive, agricole, urbane, gli scarti

prodotti dalle segherie o anche il legno di specie arboree appositamente coltivate

in impianti a breve rotazione (SRF). Il legname ridotto in scaglie può essere

assorbito dal mercato per essere impiegato nella produzione di pannelli di

particelle, nell’industria cartaria, nella produzione di compost o per usi energetici.

Come biocombustibile solido, il cippato di legno permette, grazie alla sua

maneggevolezza, un’alimentazione automatica delle caldaie, purché abbia

pezzatura omogenea e dimensioni comprese tra 3 e 5 cm. Il cippato può essere di

tre tipologie:

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Page 19: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

• verde, quando sono presenti anche le foglie (tipico di quando viene

sminuzzata l’intera pianta);

• marrone, se sono cippati rami e tronchetti con corteccia;

• bianco, se il legname da cippare è stato preventivamente scortecciato.

Le scaglie prodotte da legname fresco presentano in genere un’umidità che oscilla

tra il 40 e il 50%, per cui è necessario garantire, in fase di stoccaggio, una giusta

aerazione per evitare processi di fermentazione che ne deteriorino la qualità.

Mediamente sul mercato il tasso di umidità assoluta del cippato si attesta intorno

al 35% per un potere calorifico inferiore di circa 2.500 kcal/kg ed un costo che si

aggira intorno a 40÷50 €/t.

Pellets

Un biocombustibile solido molto adatto agli impianti di riscaldamento domestico è

il “pellet” di legno. I pellets sono prodotti con il polverino ottenuto dalla sfibratura

dei residui legnosi, il quale viene compattato per pressione (senza ricorrere all’uso

di alcun tipo di collante), da apposite macchine, in cilindretti che possono avere

diverse lunghezze e spessori (15-20 mm di lunghezza, 6-8 mm di diametro), il cui

potere calorifico inferiore si attesta mediamente intorno alle 4.000 kcal/kg. Alcune

tipologie di scarti dell’industria del legno (trucioli, segatura, polveri) sono

particolarmente indicate per la produzione del pellet. Questo combustibile si

distingue per la bassa umidità (mediamente dell’8-12%), per la sua elevata densità

nonché per la regolarità del materiale. Il presupposto per la produzione del pellet è

l’impiego di legname vergine, non trattato cioè con sostanze tossiche, colle o

vernici. Per la sua alta densità energetica e per le sue caratteristiche di fluidità che

lo rendono facilmente trasportabile e caricabile automaticamente anche in piccole

caldaie, il pellet ha le carte in regola per diventare il biocombustibile solido del

futuro.

L’Italia è il più importante mercato mediterraneo del pellet; la produzione

nazionale, operata da più di 90 ditte, si attesta intorno a 160.000 ton/anno. Tale

produzione non riesce tuttora a soddisfare la crescente domanda, che nel 2003 ha

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Page 20: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

superato le 200.000 ton, rendendo necessario il ricorso a significative importazioni

dall’estero.

Tra i biocombustibili solidi il pellet è il più costoso, i prezzi variano tra i 150 e i 200

euro/ton, ma nonostante questo, permane una certa convenienza rispetto ai

combustibili tradizionali e le ditte di produzione del pellet costituiscono un settore

in forte espansione. In Italia, la quasi totalità del pellet è bruciata in oltre 125.000

stufe ad uso domestico mentre meno del 2% viene impiegato in caldaie da

riscaldamento di maggiori dimensioni (circa 500 unità installate).

Sansa da olive

Dall’industria olearia (olio d’oliva) deriva, come scarto del ciclo di lavorazione, la

sansa, ottimo combustibile, spesso riutilizzata dagli stessi sansifici o venduta per

la produzione del calore di processo o di elettricità.

Le sanse vanno distinte tra vergini ed esauste; infatti, per fare chiarezza, il ciclo di

lavorazione tradizionale delle olive (lavaggio, molitura, gramolatura e spremitura)

da origine, oltre all’olio (20% circa), alle sanse vergini (40% circa, con umidità

compresa tra il 15 e il 50%) e all’acqua di vegetazione (40% circa, con umidità

compresa tra 85-95%).

La quantità e l’umidità delle sanse vergini varia in funzione del metodo di

spremitura adottato, per cui dai valori minimi riferibili al metodo tradizionale

(pressatura) si va a quelli massimi dovuti all’estrazione per centrifugazione.

Dalle sanse vergini, si estrae l’olio di sansa e si produce come scarto finale la

sansa esausta (umidità tra 8-15%).

L’impiego energetico delle sanse esauste è particolarmente indicato per le loro

peculiarità chimico-fisiche come l’elevato potere calorifico inferiore (4.400-4.800

kcal/kg), e la granulometria, che consente una facile movimentazione come

materiale sfuso e la possibilità di stoccaggio in cumuli senza particolari problemi. Il

prezzo medio all’ingrosso della sansa si aggira intorno ai 40-50 euro/t, ma può

variare sensibilmente in funzione della qualità, del periodo di acquisto e soprattutto

della distanza dell’utenza dal sansificio.

- 12 -

Page 21: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Lolla del riso

La lolla rappresenta lo scarto più importante (18-20% del peso) del processo di

lavorazione del riso grezzo o risone ed è costituita dalle glume e glumette della

cariosside (frutto delle graminacee con un solo seme che in questo caso è il

chicco di riso). L’umidità della lolla è sempre molto contenuta (10-15%) poiché

viene scartata a valle del processo di essiccazione del risone; tale aspetto ne

facilita lo stoccaggio in cumulo o in silo, mentre per via della ridotta densità (120-

130 kg/m3) si rende sconveniente per motivi economici il trasporto al di fuori dei

luoghi di produzione. Per queste ragioni l’utilizzazione della lolla come

biocombustibile trova una sua convenienza nell’ambito delle imprese produttrici di

riso e non al loro esterno; non esiste quindi un mercato definito della lolla se non

per il suo impiego come materia prima per l’estrazione di silicio e furfurolo (prezzo

all’incirca di 15 euro/ton).

Vinaccia Le vinacce sono gli scarti che derivano dalle operazioni di pigiatura e torchiatura

dell’uva dell’industria enologica. Rappresentano il 15-25 % dell’uva tal quale e

sono costituite da bucce (10-20 %), raspi (3-8 %) e vinaccioli (1-6 %). Le vinacce

vengono in seguito utilizzate nel processo di distillazione o di produzione del

“vinello” e i residui che ne derivano sono rispettivamente le vinacce distillate e

quelle esauste; entrambe possono essere impiegate come combustibile (potere

calorifico inferiore circa 3.000 kcal/kg), previa adeguata essiccazione, per la

produzione di energia.

Per le vinacce esauste non esiste un mercato definito, tale scarto è disponibile in

grandi quantità (a costo nullo) presso le industrie enologiche, che ne utilizzano il

potenziale energetico limitatamente al loro fabbisogno di calore di processo.

Gusci e noccioli Dall’industria conserviera, per la produzione di succhi di frutta, confetture, frutta

sciroppata o secca sgusciata, ecc., derivano come scarti di lavorazione gusci e

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Page 22: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

noccioli. Seguono alcuni dati indicativi sull’incidenza degli scarti rispetto al peso

della materia prima tal quale: noccioli di pesca 15-20 %; gusci di mandorle 65-70

%; gusci di nocciole 50-60 %.

Questi scarti sono degli ottimi combustibili, sia per le loro caratteristiche

energetiche (in media circa 4.500 kcal/kg), sia per la notevole facilità di

reperimento, di trasporto e stoccaggio e le stesse industrie conserviere ne fanno

uso per la produzione di calore di processo. Anche per questi sottoprodotti non si

può parlare di un mercato consolidato, si registra comunque un crescente

interesse soprattutto per gusci (nocciole, mandorle, pinoli, ecc.) da destinare alla

combustione in caldaie ad uso domestico.

1.4.2 Tipi di utilizzo energetico dei combustibili solidi 1.4.2.1 Energia termica per usi domestici La quantificazione del consumo di legno a fini energetici in Italia è un’operazione

estremamente complessa, in quanto non esistono rilevazioni sufficientemente

attendibili, in particolare per ciò che concerne gli utilizzi domestici.

Tuttavia, va sottolineato che il mercato del calore per il riscaldamento di edifici (e

per usi industriali a piccola scala) vede già ora le biomasse lignocellulosiche in

posizione di grande competitività nei confronti dei combustibili fossili.

Nel comparto domestico, stufe, camini, caldaie e termocucine, di potenza di

qualche decina o centinaio di kW, sono correntemente commercializzate.

Negli ultimi tempi l’offerta di tecnologie di combustione ambientalmente compatibili

ha raggiunto livelli di efficienza, affidabilità e comfort del tutto simili a quelli degli

impianti tradizionali a gas o gasolio. Basti pensare che una moderna stufa o

caldaia alimentata a biomassa arriva ad avere rese prossime al 90% limitando

enormemente, rispetto ai vecchi caminetti e stufe, gli sprechi di biocombustibile e

ottimizzando il controllo sulle emissioni.

Questo mercato di nicchia per la produzione di energia termica da biomassa sta

mostrando un costante incremento, le cui cause non si limitano alla sola

- 14 -

Page 23: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

convenienza economica, ma riguardano anche una sempre più diffusa sensibilità

della gente verso l’uso di fonti energetiche rinnovabili.

Allo stato attuale gli impianti di riscaldamento a biomassa sono caratterizzati da

alti costi di investimento, che di contro sono bilanciati da bassi costi di esercizio,

cosicché gli impianti di maggiore potenza sono generalmente più convenienti di

quelli piccoli.

La convenienza economica di un impianto di riscaldamento a biomassa si basa sui

tempi di ammortamento dell’investimento, che dipendono dal risparmio di

gasolio/gas e quindi dall’intensità d’uso dell’impianto. Attualmente, in base ai

prezzi dei combustibili per riscaldamento, il costo del kWh termico da biomassa

può essere anche di 2-3 volte inferiore a quello del gasolio.

Abitazioni di piccole dimensioni o abitate solo saltuariamente o situate in zone a

clima mite, hanno un basso fabbisogno energetico e richiedono lunghi tempi di

recupero dei costi di investimento. Viceversa abitazioni di dimensioni

relativamente grandi e abitate con continuità per tutto l’anno presentano sovente

fabbisogni annuali di calore superiori ai 50.000 kWh, equivalenti a 5.000 litri di

gasolio, 5.000 m3 di metano o 6.300 litri di gas liquido (GPL). In queste situazioni

l’impianto a biomassa può essere molto conveniente, anche in considerazione dei

minori costi unitari per gli impianti di maggiore potenza. Nel bilancio economico è

necessario valutare anche eventuali incentivi pubblici, disponibili in qualche caso

come contributi a fondo perduto, oppure come detrazioni d’imposta.

Nella pagina successiva troviamo un confronto, relativo ai costi di impianto e di

gestione, fra caldaie tradizionali e a biomassa (Tabella 1.3).

- 15 -

Page 24: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 1.3 Confronto fra costi per impianti a biomassa e tradizionali

1.4.2.2 Il teleriscaldamento a biomasse Una rete di teleriscaldamento alimentata a biomassa è un sistema che distribuisce

calore attraverso un fluido termovettore, acqua in pressione a 120°C, prodotta in

una centrale termica di media o grande potenza (da alcune centinaia di kW a

parecchi MW), fino ad una serie di utenze attraverso un circuito chiuso di tubature

ben isolate, con una minima dispersione di calore lungo il tragitto.

Una rete, a seconda della sua lunghezza e articolazione, può soddisfare i

fabbisogni termici (riscaldamento e acqua calda sanitaria) di numerosi edifici o

interi quartieri, previa la sostituzione delle caldaie tradizionali con scambiatori di

calore in ogni singola utenza servita.

Ogni utenza è indipendente e paga solo il calore consumato, traendone così una

serie di vantaggi perché, oltre a risparmiare sull’installazione e la manutenzione

delle singole caldaie, è esente da rischi di esplosioni o incendi all’interno delle

abitazioni.

Una rete di teleriscaldamento può produrre autonomamente energia termica con

la propria caldaia o sfruttare il calore di processo derivante da attività industriali o

di produzione dell’energia elettrica (cogenerazione).

- 16 -

Page 25: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

I piccoli e medi impianti di teleriscaldamento garantiscono un’elevata efficienza

termodinamica, possono essere realizzati con investimenti e tempi di

ammortamento contenuti e consentono la piena valorizzazione delle risorse locali.

Il teleriscaldamento a biomassa si è molto diffuso in Italia nell’ultimo decennio, in

particolar modo nella Provincia Autonoma di Bolzano e poi in Piemonte,

Lombardia, Val d’Aosta e Provincia di Trento (Tabella 1.4). Molti di questi impianti

sono dislocati in comuni di valli alpine, dove per motivi climatici la richiesta di

energia termica si protrae per lunghi periodi dell’anno e dove inoltre si può fare

affidamento su notevoli quantità di materiale legnoso di origine prevalentemente

locale.

In tali vallate la sostituzione dei singoli impianti di riscaldamento con un unico

impianto centralizzato ed efficiente (la centrale di teleriscaldamento) ha prodotto

una serie di ricadute positive sia da un punto di vista tecnico-gestionale, sia

economico, sia ambientale, come per esempio:

• minor inquinamento: in luogo di centinaia di singoli impianti accesi vi è solo

quello della centrale, che ha la possibilità di regolare al meglio la

combustione (maggior efficienza energetica) e di utilizzare sistemi avanzati

di controllo delle emissioni;

• minori costi (escludendo i costi iniziali di impianto e predisposizione della

rete);

• sicurezza e comodità all’interno delle abitazioni: non esiste nessuna

possibilità di fughe di gas, esplosioni, incendi;

• eliminazione degli oneri di manutenzione da parte degli utenti;

• recupero a fini energetici di biomasse vegetali altrimenti destinate ad

essere conferite in discarica con costi onerosi per lo smaltimento.

Il successo del teleriscaldamento per la fornitura di calore e di acqua calda

sanitaria è testimoniato non solo dal costante incremento delle utenze servite dagli

impianti già avviati, ma anche dalla tendenza alla diffusione di nuove istallazioni

non solo nelle aree alpine, ma via via anche lungo la dorsale appenninica fino al

Mezzogiorno d’Italia.

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Page 26: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 1.4 Impianti di teleriscaldamento a biomassa presenti in Italia

1.4.2.3 Energia termica per usi industriali Nel settore industriale ci sono molteplici realtà che ben si prestano alla

valorizzazione degli scarti lignocellulosici, derivanti dal loro stesso ciclo produttivo,

da riutilizzare come risorsa per la produzione di energia termica (riscaldamento,

raffrescamento, calore di processo) e anche elettrica di cui necessitano. In molti

casi le grandi imprese arrivano a disporre di quantitativi ragguardevoli di biomasse

residuali tali da consentire loro, oltre al soddisfacimento delle proprie esigenze

energetiche, la messa in rete del surplus di energia prodotta. Tale valorizzazione

determina vantaggi da un punto di vista economico, sia per il risparmio sull’energia

da acquistare o eventualmente per quella venduta, sia per la riduzione dei costi di

smaltimento dei residui prodotti.

Un altro aspetto da non trascurare è dato dal ritorno di immagine che una corretta

politica ambientale, rivolta all’uso di fonti energetiche rinnovabili, può produrre a

vantaggio dell’impresa, nei confronti dei numerosi consumatori attenti a queste

tematiche. Non è un caso che sempre più spesso le imprese rilancino i propri

prodotti con campagne promozionali che esaltano il ricorso alle FR nel processo

produttivo.

Tra le industrie che possono trarre vantaggi dall’uso di biomasse residuali

possono essere citate, a titolo di esempio, quelle di trasformazione dei prodotti

alimentari come il settore conserviero, i pastifici, le riserie, le distillerie, i sansifici,

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Page 27: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

ecc., oppure le industrie di prima e seconda trasformazione del legno come le

segherie, i pannellifici, i mobilifici, ecc. Per quanto concerne i settori dell’industria

del legno, da un’indagine ITABIA del 2003, emerge una produzione di scarti

legnosi di circa 6 Mton/anno, delle quali almeno 4Mton vengono impiegate a scopi

energetici (usi di processo e climatizzazione degli ambienti di lavoro).

Per una stima dei consumi di bioenergia dell’industria olearia e risaria si può

risalire a dati orientativi considerando che i residui di produzione (sanse esauste di

oliva e lolla di riso), che ammontano a quantitativi annui globali di circa 800 kton di

sostanza secca, vengono quasi per metà, assorbite nelle stesse aziende per usi

energetici e in alcuni casi vendute a centrali termoelettriche, con una possibile

estrapolazione che porta ad un contributo energetico da biomassa valutabile

intorno alle 0,2 Mtep.

Anche altri settori dell’industria agroalimentare giocano un ruolo importante

nell’utilizzo a fini energetici dei propri scarti di lavorazione, e in particolare:

• borlande e vinacce nel settore del vino e delle bevande alcoliche per il

quale si stima una produzione annua di circa 450 kton di sostanza secca;

• noccioli, gusci, bucce, ecc., del settore conserviero per il quale si stima una

produzione annua complessiva di circa 350 kton di sostanza secca.

1.4.2.4 Energia elettrica da biomasse La tecnologia più diffusa per la produzione di energia elettrica è la combustione in

caldaia di biocombustibili solidi con produzione di vapore che alimenta una turbina

accoppiata ad un alternatore per la generazione di elettricità.

Con tale ciclo la produzione di energia elettrica da biomasse è economicamente

concepibile solo in impianti di significative dimensioni, che quindi prevedano una

soglia minima dell’ordine di 1MWe, corrispondenti ad un consumo di biomassa (al

35% di umidità) pari a circa 25 tonnellate al giorno.

Il rendimento elettrico di questi impianti è generalmente dell’ordine del 25%, per

cui è fondamentale, da un punto di vista economico ed ambientale, massimizzare

il recupero del calore di processo, pari al 75% dell'energia immessa con il

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Page 28: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

combustibile: questo non sempre è possibile, anche considerando che le possibili

utenze termiche sono normalmente stagionali e, per motivi ambientali, non

localizzate vicino agli impianti.

Tenendo conto del costo della biomassa a bocca di impianto (mediamente

dell’ordine di 50 €/ton con tendenza alla crescita), il mancato recupero del calore

non permette interessanti risultati economici; pressoché tutti gli impianti esistenti

nel territorio nazionale sono nati grazie agli incentivi del CIP 6/92, la cui struttura

non favoriva la cogenerazione.

Gli impianti realizzati e funzionanti nel 2003 (Tabella 1.5) mostrano

complessivamente una potenza lorda, effettivamente prodotta da biomassa

vergine, di circa 312 MWe, distribuita su 31 impianti (per una potenza media di

circa 10 MWe ad impianto), corrispondente ad un consumo teorico annuale di

biomassa pari a circa 3.500.000 tonnellate, nell' ipotesi di un funzionamento medio

annuo di 7.500 ore per ogni impianto, ed una produzione elettrica di 1,7 TWh.

Sono esclusi dall’elenco tutti gli impianti di minima dimensione, nonché quelli che

riutilizzano per autoconsumo aziendale l’energia elettrica prodotta.

Tabella 1.5 Impianti di produzione di energia elettrica da biomasse in Italia.

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Page 29: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Negli anni recenti sono stati proposti un po’ in tutta Italia numerosi altri progetti di

impianti termoelettrici alimentati con biomasse, di taglia fino a 20-30 MWe.

Impianti di queste dimensioni richiedono ciascuno circa 200.000–300.000

tonnellate all’anno di combustibile vegetale, quantità che dovrebbero essere

reperite il più possibile localmente, entro un raggio di alcune decine di km dalla

centrale. In termini economici questo corrisponde a un giro di affari indotto nel

settore agro-forestale di circa 10-15 milioni di Euro per ogni impianto. La biomassa

teoricamente disponibile in Italia potrebbe consentire la realizzazione di alcune

decine di centrali di questo tipo. Tuttavia occorrerà che la filiera si organizzi con le

necessarie infrastrutture per raccolta, trasporto, condizionamento e stoccaggio.

Nella Figura 1.1 vengono riproposti i diversi tipi di biomasse e le loro utilizzazioni a

fini energetici.

Figura 1.1 Filiera biocombustibili solidi

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Page 30: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

1.4.3 Biocombustibili liquidi

1.4.3.1 Biodiesel Il biodiesel si ottiene dal processo di esterificazione degli oli vegetali e anche da oli

vegetali rigenerati. Ad oggi l’industria italiana produce circa il 20% del biodiesel

prodotto in tutta Europa. A tale scopo vengono utilizzati oli vegetali, derivanti

prevalentemente da colza, girasole e soia, che solo per 1/3 circa sono di origine

nazionale (l’olio di colza viene importato da Francia e Germania).

Da un punto di vista ambientale l’uso del biodiesel offre, se paragonato al gasolio,

una serie di vantaggi tra cui:

• riduzione delle emissioni di CO2 (dall’analisi del ciclo di vita risulta che per

ogni kg di gasolio sostituito si ha un risparmio di 2,5 kg di CO2 emessa);

• migliore combustione per una maggiore presenza di ossigeno nella

molecola;

• assenza di idrocarburi policiclici aromatici;

• assenza di zolfo;

• minore produzione di particolato fino (PM10);

• minore emissione di composti aromatici (cancerogeni);

• totale biodegradabilità.

Per quanto concerne il prezzo del biodiesel bisogna dire che, per effetto degli

elevati costi di produzione (l’olio vegetale rappresenta l’80% del valore del

prodotto finito), di stoccaggio delle materie prime e di distribuzione finale, la

competitività con il gasolio è possibile solo se compensata dall’esenzione d’accisa.

Nella Figura 1.2 è illustrato il processo di produzione del biodiesel.

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Page 31: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 1.2 Filiera del biodiesel

Il mercato di impiego del prodotto si è andato rapidamente evolvendo negli ultimi

anni; mentre in passato la maggior parte del biodiesel andava verso il mercato del

riscaldamento domestico, sia puro che in miscela con gasolio, ora è forte la

crescita della miscelazione al 5% nel gasolio per autotrazione, in coincidenza con

l’immissione sul mercato di gasolio a basso contenuto di zolfo, nel quale il

biodiesel esalta le proprie caratteristiche lubrificanti.

Secondo Assobiodiesel il mercato si sta sviluppando con le quantità indicate in

Tabella 1.6.

La stessa fonte stima in circa 4.000 i veicoli alimentati con continuità con miscele

al 20-30% mentre sarebbero oltre 3.000 gli edifici riscaldati esclusivamente con

biodiesel; la quantità di gasolio per auto, senza zolfo additivato, con biodiesel,

ammonterebbe a circa 5 Mt.

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Page 32: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tab 1.6 Utilizzo del biodiesel in Italia

1.4.3.2 Bioetanolo Il bioetanolo è una fonte energetica rinnovabile che può essere utilizzata come

carburante o più propriamente come materia prima per additivi per la benzina

come l’ETBE (Etil-terz-butiletere, analogo al Metil-terz-butil-etere attualmente in

uso nel carburante senza piombo).

Esso può essere prodotto per via fermentativa a partire da biomasse vegetali che

secondo la loro natura possono essere classificate in tre tipologie distinte:

• materiali zuccherini: barbabietola, topinambur, sorgo zuccherino, ecc.;

• materiali amidacei: grano, mais, orzo, sorgo da granella, patata, ecc.;

• materiali lignocellulosici: paglia, stocchi del mais, scarti legnosi, ecc. (per

questi materiali serve un’idrolisi della cellulosa che richiede reazioni

chimiche di una certa complessità).

Allo stato attuale in Italia esistono circa 60 distillerie attive nella trasformazione in

alcool di prodotti vegetali, parzialmente derivanti da interventi pubblici di ritiro di

prodotti eccedentari; buona parte dell’alcool prodotto è destinato al mercato

alimentare. Alcune di tali distillerie sono in grado di produrre alcool anidro

destinabile al mercato energetico e alla produzione di ETBE.

Nella Figura 1.3 viene illustrato il processo produttivo del bioetanolo.

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Page 33: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 1.3 Filiera del bioetanolo

1.4.4 Biogas da digestione anaerobica La digestione anaerobica è un processo biologico complesso per mezzo del quale,

in assenza di ossigeno, la sostanza organica viene trasformata in biogas,

costituito principalmente da metano e anidride carbonica.

La percentuale di metano nel biogas varia a secondo del tipo di sostanza organica

digerita e delle condizioni di processo, da un minimo del 50% fino all’80% circa.

La digestione anaerobica ha come finalità quasi esclusiva la riduzione del carico

organico inquinante presente in numerosi tipi di reflui.

Il biogas quindi è considerato un sottoprodotto del trattamento di depurazione di

tali reflui, impossibile da commercializzare per gli alti costi e per numerosi altri

problemi che comporterebbe una sua immissione in una rete di gasdotti o nello

stoccaggio in bombole.

Spesso viene bruciato in torcia senza recupero di energia, ma si sta diffondendo il

suo impiego per coprire in parte i carichi termici dell’azienda o di un consorzio di

aziende, o per produrre energia elettrica.

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Page 34: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Di seguito viene descritta la situazione degli impianti per la produzione di biogas in

Italia.

1.4.4.1 Gli impianti di digestione anaerobica di liquami zootecnici Nel 1999, 72 impianti di digestione anaerobica trattavano liquami zootecnici in

Italia, di cui 5 centralizzati e 67 aziendali. La quasi totalità degli impianti è localizzata nelle Regioni del Nord (39 in Lombardia, 7 in Emilia-Romagna, 12 in

Trentino-Alto Adige).

La maggior parte degli impianti operano con liquame suino; solamente 12 impianti

aziendali, tutti localizzati nella Provincia di Bolzano, e due centralizzati trattano

liquame bovino. Sono ancora pochi gli impianti che trattano miscele di più reflui,

non solo zootecnici: negli impianti centralizzati vengono trattati anche fanghi di

depurazione, reflui dell'agroindustria, in particolare, acque di vegetazione

dell'industria olearia, e rifiuti organici domestici, derivanti da raccolta differenziata

dei rifiuti urbani. Nella maggior parte degli impianti aziendali dell'Alto Adige

vengono trattati con i liquami bovini anche scarti organici domestici e della

ristorazione. Tra gli impianti aziendali prevalgono quelli di tipo semplificato e a

basso costo, realizzati sovrapponendo una copertura di materiale plastico ad una

vasca o laguna di stoccaggio dei liquami. Questi impianti operano “a freddo” o a

temperatura più o meno controllata.

Da un’indagine condotta presso le ditte che producono questo genere di impianti

deriva che circa altri 30 impianti sarebbero stati realizzati dal 1999 al 2003.

Relativamente all'uso del biogas, la cogenerazione (produzione combinata di

calore ed energia elettrica) è prevalente: in tutti gli impianti centralizzati e in 40

impianti aziendali sono installati cogeneratori; in 21 impianti, in genere annessi a

caseifici per la produzione di Grana Padano o Parmigiano-Reggiano, il biogas

viene bruciato direttamente in caldaia.

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Page 35: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

1.4.4.2 Il trattamento anaerobico di altre biomasse di scarto Anche in Italia, come nel resto d’Europa, i digestori anaerobici sono diffusi nella

stabilizzazione dei fanghi di supero dei depuratori delle acque reflue urbane.

Un’indagine svolta nel 2000 ha individuato circa 120 digestori anaerobici operanti

in altrettanti impianti di depurazione di reflui urbani, con una potenzialità di

trattamento delle acque reflue di circa 21,5 milioni di abitanti equivalenti.

1.4.4.3 Il recupero di biogas dalle discariche Una spinta alla realizzazione di impianti per la generazione di energia elettrica con

il biogas captato dalle discariche per rifiuti urbani è venuta dal provvedimento Cip

6/92, sulla base del quale sono stati autorizzati impianti per circa 100 MW. Dati di

provenienza GRTN (Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale), individuano

89 impianti di questo genere operativi in discariche italiane per un totale di circa

128 MW di potenza installata e una produzione di energia elettrica di circa 566

GWh per anno.

La potenzialità teorica complessiva lorda di tutte le discariche italiane sfiorerebbe i

1.000MW. In realtà solo una frazione di questa, stimabile in circa il 30%, può

essere utilizzata per fini energetici. Poiché gran parte di questa potenzialità è

concentrata in discariche medie e grandi, appare realizzabile un obiettivo di 200-

300MW al 2008-2012.

Nella figura 1.4 possiamo vedere il processo produttivo del biogas.

- 27 -

Page 36: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 1.4 Filiera del biogas

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Page 37: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Capitolo 2

Stato dell’arte: produzione di energia da fonti rinnovabili

2.1 Quadro internazionale Nel 2003 le fonti energetiche rinnovabili, con una produzione di energia

equivalente a 1.404 Mtep, coprivano a livello mondiale il 13,3% dell’offerta totale di

energia primaria, pari a 10.579 Mtep (fonte IEA). Nello stesso anno l’offerta di

energia primaria nel mondo è stata soddisfatta per il 34,4% dal petrolio, per il

24,4% dal carbone, per il 21,2% dal gas naturale e per il 6,5% dal nucleare (Figura

2.1). Sul totale dell’energia prodotta da fonti rinnovabili le biomasse solide

costituiscono la parte preponderante, con il 79,9% della produzione, grazie al

diffuso utilizzo di biomasse non commerciali (soprattutto paglia, legno e rifiuti

animali) nei Paesi in via di sviluppo (Figura 2.2).

Figura 2.1 Offerta di energia primaria nel mondo.

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Page 38: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 2.2 Quote di produzione di energia da fonti rinnovabili nel mondo.

Tra le altre fonti l’idroelettrico rappresenta il 16,2% del totale della produzione da

rinnovabili e la geotermia circa il 3%, mentre solare ed eolico costituiscono

complessivamente lo 0,7% della produzione.

Complessivamente, dal 1990 la produzione di energia da fonti rinnovabili è

cresciuta ad un tasso annuo dell’1,8%, leggermente superiore al tasso di crescita

annuo dell’offerta di energia primaria (TPES, Total Prymary Energy Supply, in

Figura 2.3) che, nello stesso arco di tempo, è stato dell’1,6%. Figura 2.3 Crescita media annua della produzione di energia da fonti energetiche rinnovabili nel mondo. Anni 1999-2003 (valori percentuali)

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Page 39: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

In valori percentuali la crescita più significativa di produzione da rinnovabili è

quella fatta rilevare dalla fonte eolica che, pur rimanendo su valori assoluti molto

bassi, ha segnato una media annuale di crescita dal 1990 al 2003 pari al 23,9%,

dovuta essenzialmente alle nuove installazioni nei Paesi sviluppati dell’OECD

(Organisation for Economic Co-operation and Development, organismo che

annovera fra i suoi membri 30 paesi la cui prerogativa è quella di avere governi

democratici e libero mercato).

La produzione di energia da biomasse solide, che rappresenta invece la quota più

elevata di produzione da rinnovabili, ha segnato il più basso tasso di crescita, pari

all’1,6%, di poco superiore a quello dell’offerta totale di energia primaria e

attribuibile in modo uniforme ai Paesi OECD e non-OECD.

Si attesta sull’1,6% anche la crescita media della produzione di energia da fonte

idroelettrica con una netta prevalenza dei Paesi non-OECD, in particolare in Paesi

asiatici come Cina e Vietnam, e dell’America Latina come Brasile, Argentina e

Paraguay, che con il 2,8% di aumento, dal 1990 al 2003, hanno compensato lo

0,4% di crescita registrato nei Paesi OECD.

Tale tendenza dovrebbe confermarsi nel futuro, tenuto conto che i grandi impianti

che sono stati realizzati nei Paesi più industrializzati nel secolo scorso, hanno

fortemente ridotto il potenziale residuo ancora utilizzabile in modo compatibile con

l’ambiente.

Quasi il 90% della biomassa solida è prodotta e consumata, prevalentemente per

il riscaldamento e la cottura dei cibi, nei Paesi non-OECD, in particolare nei Paesi

in via di sviluppo del sud dell’Asia e dell’Africa sub-sahariana; mentre nei Paesi più

industrializzati si verifica un ricorso sempre più limitato a tale fonte per lasciare

spazio a nuove forme di energia.

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Page 40: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

In ragione dell’elevato ricorso alla biomassa solida per usi energetici, i Paesi non-

OECD sono i maggiori utilizzatori delle fonti rinnovabili con una percentuale, nel

2003, pari al 78,3% della domanda totale di energia primaria.

D’altra parte i Paesi OECD forniscono solo il 21,7% delle rinnovabili a livello

mondiale mentre consumano il 51% dell’offerta mondiale di energia.

Di conseguenza, come si vede in Figura 2.4, mentre le rinnovabili rappresentano

nei Paesi OECD solo il 5,6% della fornitura totale di energia, questa percentuale

supera il 21,2% nei Paesi non-OECD e arriva al 50% nel continente africano. Figura 2.4 Quota da rinnovabili per area sulla fornitura totale di energia.

.

La percentuale più elevata di energia dalle nuove fonti rinnovabili è invece fornita

dai Paesi OECD dove, nel 2003, si è prodotto l’85,6% dell’energia prodotta

complessivamente attraverso il solare, l’eolico e le maree.

Mentre nei Paesi OECD, oltre la metà dell’energia fornita da fonti rinnovabili è

destinata alla generazione elettrica, a livello mondiale il grosso della produzione

da rinnovabili è destinato ai settori residenziale e terziario e l’utilizzo per la

generazione elettrica è limitato a poco più del 20%. Nonostante ciò, le rinnovabili

costituiscono la terza grande fonte di produzione di energia elettrica a livello

- 32 -

Page 41: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

mondiale, con una quota di quasi il 18% contro poco più del 19% del gas naturale

e quasi il 40% del carbone (vedi Figura 2.5).

Nel settore della generazione elettrica, l’idroelettrico, con circa il 16% della quota

della produzione totale, ha coperto nel 2003 oltre il 90% dell’energia elettrica

complessivamente fornita dalle rinnovabili. A fronte di un tasso di crescita della

generazione elettrica mondiale che, tra il 1990 e il 2003, è stato del 2,7%, la

produzione di energia elettrica da rinnovabili, si è attestata sull’1,9%; ciò ha

comportato una riduzione della quota da rinnovabili dal 19,5% del 1990 al 17,6%

del 2003. Figura 2.5 Contributo percentuale per fonte alla produzione di energia elettrica nel mondo.

Tale riduzione risente soprattutto dei dati di produzione elettrica dei Paesi OECD,

responsabili, per una buona metà, della produzione mondiale di energia elettrica

da fonte rinnovabile. In questi Paesi, infatti, la crescita della produzione da

rinnovabili è stata ben al di sotto della crescita della produzione totale,

attestandosi sullo 0,9%, a fronte di una crescita della generazione elettrica totale

pari al 2,1%.

Nei Paesi non-OECD l’aumento della produzione elettrica da rinnovabili, pari a

circa il 3%, è stato invece di poco inferiore al tasso di crescita della generazione

elettrica totale che nel 2003 è arrivato al 3,7%. Tale crescita, superiore di oltre un

- 33 -

Page 42: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

punto percentuale a quella dei Paesi OECD, è stata determinata dal forte impulso

alla domanda di energia elettrica proveniente dalle economie in fase di sviluppo

dell’Asia e dell’Africa.

2.1.1 L’Italia nel contesto internazionale Facendo sempre ricorso ai dati IEA relativi al 2003 è possibile confrontare i dati

sull’Italia con quelli della media mondiale, dei Paesi dell’UE 15 e dell’OECD.

E’ importante sottolineare che molte delle discrepanze che si rilevano fra i dati

prodotti dall’IEA e quelli prodotti da altri istituti statistici sono riconducibili alla

metodologia di calcolo ed ai fattori di conversione utilizzati per ricondurre le

quantità fisiche (tonnellate, metri cubi, kWh) di energia utilizzata al loro

equivalente calorico. Questo problema è particolarmente rilevante per la

conversione dell’elettricità (in kWh) prodotta da fonti rinnovabili o da nucleare.

L’IEA utilizza il metodo del contenuto fisico di energia ma ipotizzando per l’energia

nucleare un’efficienza di trasformazione dell’energia primaria in elettricità pari al

33%, per l’idroelettrico, l’eolico ed il fotovoltaico un’efficienza del 100%, per la

geotermia un’efficienza del 10%.

La quota sul totale dell’offerta di energia primaria di energia prodotta da fonti

rinnovabili presenta nel 2003 per l’Italia un valore (5,6%) che è allineato con le

medie relative ai Paesi dell’UE 15 (5,8%) e dell’OECD (5,6%). Molto maggiore

(13,3%) risulta invece il valore mondiale medio a causa dell’elevato ricorso che si

fa della biomassa per usi energetici nei Paesi non-OECD (Figura 2.6).

- 34 -

Page 43: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 2.6 Contributo % delle FR all’offerta di energia primaria per regione geografica

Il contributo percentuale delle rinnovabili alla generazione elettrica presenta invece

per l’Italia valori che superano la media dei Paesi UE 15 e OECD, avvicinandosi

alla media mondiale in virtù della forte incidenza che presenta nel nostro paese la

produzione da fonte idroelettrica (Figura 2.7).

Figura 2.7 Contributo delle rinnovabili alla generazione elettrica per area geografica

Per quanto riguarda il contributo delle diverse fonti alla generazione elettrica da

rinnovabili in Italia e nei Paesi dell’UE15, dal confronto emergono le specificità

della situazione italiana.

- 35 -

Page 44: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Queste riguardano non solo la maggiore incidenza dell’idroelettrico, quasi l’80% in

Italia contro il 73% della media dei Paesi UE 15, ma soprattutto la minore

incidenza dell’energia da biomassa e rifiuti, in Italia pari a circa l’8%, pari a quasi

la metà della media UE 15; nonché dell’energia da eolico e solare fotovoltaico,

pari al 3%, con valori inferiori a un terzo della media UE 15 (Figura 2.8).

Figura 2.8 Contributo percentuale delle rinnovabili alla generazione elettrica in UE 15 (Elaborazione su dati IEA 2004)

2.2 Energia da fonti rinnovabili in Italia Nel 2004 le fonti rinnovabili di energia hanno contribuito complessivamente al

consumo interno lordo italiano per una percentuale di poco superiore al 7% (CIL:

somma dei quantitativi di fonti primarie prodotte, di fonti primarie e secondarie

importate e della variazione delle scorte di fonti primarie e secondarie presso

produttori e importatori, diminuita delle fonti primarie e secondarie esportate) vedi

Figura 2.9.

D’altra parte, considerato l’elevato tasso di dipendenza energetica dall’estero, le

fonti rinnovabili costituiscono, con il 45% circa della produzione interna totale di

energia, la principale fonte di energia endogena.

- 36 -

Page 45: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 2.9 Consumo interno lordo per fonte di energia

In Figura 2.10 è riportato l’andamento negli ultimi cinque anni del contributo delle

diverse fonti al bilancio energetico nazionale. Si rileva una crescita contenuta del

contributo da fonti rinnovabili mentre appare evidente il minor ricorso ai prodotti

petroliferi, a vantaggio del gas naturale e, in piccola misura, anche dei combustibili

solidi. Figura 2.10 Consumo Interno Lordo di energia per fonte (Mtep). Anni 2000-2004

- 37 -

Page 46: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

In Tabella 2.1 sono riportati i dati elaborati dall’ENEA relativi alla produzione di

energia da fonti rinnovabili negli anni 2000-2004.

Si noti come l’incremento percentualmente più significativo, pur restando su valori

assoluti molto bassi, provenga da fonti quali l’eolico, il fotovoltaico, i rifiuti e le

biomasse che passano, sul totale delle rinnovabili, da poco più del 14% del 2000

al quasi 26% del 2004. Tabella 2.1 Energia da rinnovabili in equivalente fossile sostituito (ktep). Anni 2000-2004

La Figura 2.11 mostra il contributo energetico, in termini di ktep di energia primaria

sostituita, fornito negli anni 2000-2004 da alcune tipologie di fonti rinnovabili.

Si vede come l’idroelettrico, che fornisce la quota più rilevante, sia caratterizzato

da una forte fluttuazione da attribuire a fattori di idricità, mentre la geotermia

mostra un aumento intorno al 10% sull’intero periodo.

Per quanto riguarda le altre rinnovabili si evidenzia il buon incremento della

produzione da biomassa e rifiuti, comunque attestata su valori ancora molto

lontani da quelli tipici dei Paesi europei, mentre la produzione complessiva da

eolico e fotovoltaico non ha subito incrementi apprezzabili alla scala del grafico.

- 38 -

Page 47: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 2.11 Produzione di energia da rinnovabili in Italia. Anni 2000-2004 (ktep).

2.3 Energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia La produzione di energia elettrica da rinnovabili ammonta nel 2004 a quasi 56

TWh, pari al 16% del consumo interno lordo (CIL) di energia elettrica; il consumo

interno lordo è uguale alla produzione nazionale di elettricità, compreso

l’autoconsumo, più il saldo degli scambi con l’estero.

Rispetto al 2003, si assiste ad un aumento medio della produzione di elettricità da

rinnovabili di oltre il 16% (Tabella 2.2).

Tabella 2.2 Energia elettrica da fonti rinnovabili (GWh). Anni 2000-2004

- 39 -

Page 48: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Oltre il 75% della produzione da rinnovabili proviene dall’idroelettrico; geotermia e

biomasse (inclusi RSU) contribuiscono entrambe per circa il 10%, l’eolico per il 3%

e il fotovoltaico solo per lo 0,05% (Figura 2.12 e 2.13). La Figura 2.14 mostra il

confronto fra la produzione totale di energia elettrica in Italia e la quota parte

ricavata da fonti rinnovabili, nel decennio 1994-2004.

Figura 2.12 Produzione di elettricità per fonte rinnovabile (percentuali). Italia 2004

- 40 -

Page 49: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 2.13 Dati GRTN Andamento della produzione lorda da fonte rinnovabile in Italia dal 1994 al 2004 (GWh)

- 41 -

Page 50: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 2.14 Dati GRTN Confronto tra la produzione rinnovabile lorda e la produzione totale di energia elettrica in Italia dal 1994 al 2004 (GWh)

- 42 -

Page 51: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

2.4 Uno sguardo alla nostra regione: energia elettrica da biomasse in Puglia Concentriamo, ora, la nostra attenzione sul ruolo della regione Puglia nel

panorama nazionale, relativamente alla produzione di energia elettrica da fonti

rinnovabili, ed in particolare da biomasse.

La Puglia nel 2004 ha fornito energia elettrica da FR pari a 803,6 GWh,

corrispondenti all’ 1,4% su base nazionale (vedi Figura 2.15).

Di questi 803,6 GWh, 545 GWh provengono da fonte eolica (pari quasi al 30%

della produzione eolica nazionale), appena 0,5 GWh da fonte fotovoltaica (da

questo dato sono però esclusi i “tetti fotovoltaici”, il cui contributo a livello

nazionale è di 27 GWh, stima ENEA 2004), e i restanti 258,1 GWh sono prodotti

da biomasse, il 4,6% su scala nazionale (vedi Figura 2.16).

Se andiamo a sezionare il contributo da biomasse, osserviamo che la regione

Puglia produce lo 0,5% dell’energia elettrica nazionale derivante da RSU, il 4,6%

di quella derivante da biogas e ben l’ 8,9% di quella ottenuta da residui

agroindustriali (vedi Figura 2.17).

- 43 -

Page 52: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 2.15 Dati GRTN Produzione lorda degli impianti da fonte rinnovabile in Italia nel 2004

- 44 -

Page 53: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 2.16 Dati GRTN Produzione lorda degli impianti da fonte rinnovabile in Italia nel 2004

- 45 -

Page 54: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 2.17 Dati GRTN Quota percentuale della produzione lorda e ore di utilizzazione degli impianti a Biomasse e Rifiuti in Italia nel 2004

- 46 -

Page 55: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

2.4.1 Impianti a biomasse in Puglia Dal “Bollettino per l’anno 2004”, pubblicato dal GRTN, si rileva l’esistenza, nella

regione Puglia, di 8 impianti qualificati IAFR, per una potenza installata di 62 MW.

Gli impianti IAFR, la cui sigla sta per Impianti Alimentati a Fonti Rinnovabili, sono

certificati tali dal GRTN, e costituiscono quegli impianti autorizzati a richiedere i

Certificati Verdi di cui si parlerà più approfonditamente nei prossimi paragrafi.

Nella tabella successiva troviamo l’elenco degli otto impianti menzionati. Dati GRTN Elenco impianti qualificati IAFR in esercizio al 30/06/2005

N. IAFR DENOMINAZIONE INPIANTO PROVINCIA FONTE

1021 MONOPOLI Bari Biomasse e rifiuti

1121 BAIONE Bari Biomasse e rifiuti

162 BRINDISI Brindisi Biomasse e rifiuti

115 COPERSALENTO 3 Lecce Biomasse e rifiuti

118 COPERSALENTO 2 Lecce Biomasse e rifiuti

1081 CASTELLINO Lecce Biomasse e rifiuti

394 R.S.U CITTA’ DI TARANTO Taranto Biomasse e rifiuti

1091 CONSOLE Taranto Biomasse e rifiuti

2.5 Le previsioni di sviluppo dell’uso di biomasse a fini energetici. Gli obiettivi di sviluppo della bioenergia si inquadrano nell’ottica di soddisfare gli

impegni internazionali assunti dall’Italia nell’ambito del Protocollo di Kyoto per la

riduzione delle emissioni di gas serra. Inoltre, e sempre di più, lo stimolo a

realizzare questi programmi nasce dalla necessità di svincolare il mercato

dell’energia in Italia dalla dipendenza dall’uso di combustibili fossili che, per il 90%,

sono importati. A livello europeo le FR contribuiscono con circa 120 Mtep/anno, di

cui circa 1/3 è costituito da biomasse. La Tabella 2.3 riporta le stime più attendibili

e le proiezioni future.

- 47 -

Page 56: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 2.3 Consumi energetici da fonti rinnovabili nell’ Unione Europea

Negli ultimi anni ’90 sono stati delineati degli obiettivi di incremento dell’uso di

biomasse nell’ambito di tre documenti programmatici che ancora oggi fungono da

linee guida a livello nazionale:

• il Programma Nazionale Energia Rinnovabile da Biomasse (PNERB);

• il Programma Nazionale per la Valorizzazione delle Biomasse Agricole e

Forestali (PNVBAF);

• il Libro Bianco per la Valorizzazione Energetica delle Fonti Rinnovabili.

Da un punto di vista generale il Libro Bianco prevede un incremento delle

biomasse, dal ’97 al 2008-12, d’oltre 3 volte, mentre il PNERB, per lo stesso

periodo, stima una crescita appena superiore a 2,5 volte, che viene confermata

dal PNVBAF.

In particolare le prospettive quantificate nel Libro Bianco prevedevano per il 2008-

2012 una produzione dalle biomasse di energia elettrica e termica pari a circa 5,7

milioni di tep secondo la tendenza riportata nella tabella 2.4.

Tabella 2.4 Situazione della produzione di energia da biomasse al 1997 e previsioni al 2008-2012 (secondo il Libro Bianco)

- 48 -

Page 57: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

In realtà, rispetto alle previsioni fatte nei citati documenti di programmazione, il

ritardo che si sta verificando è notevole, non solo per la bioenergia, ma anche per

tutte le altre fonti energetiche rinnovabili (FR). Per farsi un’idea di tale divario si

vedano le figure 2.18 e 2.19, riferite rispettivamente alle biomasse e all’intero

settore delle fonti rinnovabili di energia.

La forbice tra le tendenze attuali e gli obiettivi attesi tende rapidamente a crescere,

allontanando nel tempo il loro raggiungimento, ciò dimostra la necessità di più

incisive azioni per dare un sensibile impulso allo sviluppo delle FR.

Figura 2.18 Elaborazione ITABIA Tendenza di crescita della bioenergia in Italia

Figura 2.19 Elaborazione ITABIA Tendenza di crescita delle FR in Italia

- 49 -

Page 58: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

2.6 Incentivi all’utilizzo della biomassa per la produzione di energia La concretizzazione degli obiettivi e delle strategie messe a punto a livello di

programmazione, si esplica attraverso l’emanazione di incentivi in grado di

stimolare le imprese e i cittadini a riconvertire tutto o parte dei propri consumi

verso le FR e, in particolare, le biomasse.

Gli incentivi possono essere di tipo economico o anche limitarsi a semplificazioni

amministrative; gli aiuti economici si dividono a loro volta in diretti (contributi,

finanziamenti, ecc.) o indiretti (defiscalizzazioni, detraibilità, ecc.), entrambi

comunque tendenti a ridurre il differenziale di costo tra fonte tradizionale e

rinnovabile, valorizzando la componente ambientale di quest’ultima.

Sia pure in maniera non del tutto omogenea, sussistono in Italia incentivi

pressoché per tutte le filiere connesse alla bioenergia.

Vediamo, in particolare, quelli connessi alla produzione di energia elettrica.

CIP 6 Provvedimento n. 6/92 del CIP (Comitato Interministeriale Prezzi) relativo

all'incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Ha

determinato le tariffe ed i contributi relativi alla produzione e cessione ad ENEL di

energia da fonti convenzionali, rinnovabili ed assimilate.

Certificati Verdi Il sistema di incentivazione della produzione di energia verde, introdotto nell’art. 11

del D. Lgs. 79/99 (Decreto Bersani), prevede il superamento del vecchio criterio di

incentivazione tariffaria CIP 6, per passare ad un meccanismo di mercato

competitivo basato sui Certificati Verdi (CV), titoli emessi dal Gestore della Rete di

Trasmissione Nazionale (GRTN), che certificano la produzione di energia da fonti

rinnovabili. Ogni Certificato Verde attesta la produzione di 50 MWh, nell’arco

dell’anno di emissione (all’inizio il decreto prevedeva 1 CV ogni 100 MWh).

Nel mercato dei CV la domanda è costituita dall’obbligo, per i produttori ed

importatori di energia, di immettere annualmente una quota, inizialmente pari al

- 50 -

Page 59: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

2%, di energia prodotta da fonti energetiche rinnovabili, di quanto prodotto e/o

importato da fonti convenzionali nell’anno precedente. L’offerta è costituita dai CV

emessi a favore di impianti privati che hanno ottenuto la qualificazione da parte del

GRTN (garanzia di origine IAFR, Impianto Alimentato a Fonti Rinnovabili), così

come da quelli che il GRTN emette a proprio favore a fronte dell’energia prodotta

dagli impianti CIP 6.

Per l’anno 2002 il valore della domanda è stata pari a 3,23 TWh, riferita a 35

operatori soggetti a questo obbligo, mentre l’offerta è stata di 0,9 TWh. La

domanda residua (2,33TWh) corrispondente, nel 2002, a 23.300 certificati è stata

coperta da quelli a disposizione del GRTN.

Per l’anno 2003 il valore della domanda è stata pari a 3,46 TWh, riferita a 42

operatori soggetti a questo obbligo, mentre l’offerta è stata di 1,3 TWh. La

domanda residua (2,16 TWh) corrispondente a 21.600 certificati è stata coperta lo

stesso da quelli a disposizione del GRTN.

I certificati danno un valore unico al kWh "verde" prodotto, a prescindere dalla

fonte utilizzata; ciò provoca uno svantaggio per la biomassa rispetto alle altre FR

che hanno costi di approvvigionamento nulli.

Infatti, il sistema dei CV, avviato con il Decreto Bersani, non presentava

diversificazioni di incentivazione tra le diverse fonti energetiche. L’esperienza

maturata nello sviluppo dei progetti in questo settore ha evidenziato come il

sistema risultava essere asimmetrico, sostenendo in maniera efficiente alcune

fonti, come quella eolica, e rendendo d’altra parte difficoltosa la realizzazione di

impianti che sfruttano risorse e tecnologie poco competitive quali la biomassa e il

solare termico e fotovoltaico.

In tale ottica, il Decreto Legislativo 387/2003, emanato in attuazione della Direttiva

Europea 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da FR,

cerca di fornire una risoluzione valida al problema, promuovendo uno sviluppo

sostenibile e uniforme dei progetti attraverso strumenti specifici di sostegno.

- 51 -

Page 60: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Il Decreto Legislativo potenzia il sistema dei Certificati Verdi incrementando la

quota d’obbligo minima del 2%: la percentuale di energia elettrica da fonte

rinnovabile che deve essere immessa nel sistema elettrico nazionale, viene

incrementata annualmente di un fattore 0.35% nel periodo 2004-2006.

Successivamente il Ministero delle Attività Produttive dovrà stabilire ulteriori

incrementi per i trienni 2007-2009 e 2010-2012.

La durata attuale dei CV è di 8 anni.

E’ prevista un’ulteriore estensione per altri 4 anni (solo, però, sul 60% della

produzione), per quegli impianti che non hanno usufruito di alcun tipo di incentivo

pubblico.

Il prezzo di riferimento dei CV è stabilito periodicamente dal GRTN ed è pari alla

differenza tra il costo medio dell’energia CIP6, prodotta da impianti alimentati a

FR, ed il ricavo derivante dalla vendita dell’energia CIP6.

Per l’anno 2005 il prezzo di offerta è stato di 10,892 c€ per kWh.

Certificati Bianchi Nell’ambito della vigente legislazione per il risparmio e l’efficienza energetica e per

lo sviluppo delle FR, sono stati emanati nel 2001 due Decreti dell’allora Ministero

dell’Industria di concerto con il Ministero dell’Ambiente (DM Ministero Industria

24/04/01), al fine di individuare rispettivamente:

• gli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico ed utilizzo di fonti

rinnovabili nel settore della distribuzione del gas naturale;

• gli obiettivi quantitativi nazionali di incremento dell’efficienza energetica

negli usi finali nel settore della distribuzione dell’energia elettrica.

Tali decreti istituiscono un meccanismo innovativo, che prevede l’emissione, da

parte dell’Autorità per l’Energia Elettrica ed il Gas (AEEG), di “Titoli di efficienza

energetica” a fronte dei risparmi energetici conseguiti, verificati e certificati

dall’Autorità stessa.

- 52 -

Page 61: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

A differenza dei Certificati Verdi i titoli rappresentano quindi delle unità di energia

primaria risparmiate, anziché prodotte.

Le caratteristiche peculiari dei Titoli sono:

• dimensione, pari a 1tep di energia risparmiata;

• negoziabilità, attraverso contratti bilaterali o nel mercato organizzato dal

Gestore del Mercato Elettrico;

• validità per 5 anni;

• bancabilità, ossia accumulabilità e utilizzabilità nell’arco temporale della loro

validità.

Il meccanismo è stato rivolto verso le imprese di distribuzione dell’energia e del

gas con più di 100.000 clienti, con un contributo agli obiettivi complessivi in base

al rapporto tra l’energia distribuita ai clienti finali connessi alla propria rete e

l’energia complessivamente distribuita sul territorio nazionale. Almeno il 50% del

risparmio energetico deve essere conseguito attraverso una corrispondente

riduzione dei consumi.

I soggetti che realizzano i risparmi possono essere:

• le società di distribuzione stesse mediante azioni dirette;

• società controllate dalle stesse società di distribuzione;

• le società operanti nel settore dei servizi energetici (Energy Service

Companies- ESCO), comprese le imprese artigiane e consortili.

I Decreti elencano una serie di tipologie di interventi e misure per il conseguimento

del risparmio e dell’efficienza energetica, alcuni dei quali fanno riferimento diretto

all’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili tra cui le biomasse

Renewable Energy Certificares System (RECS) Il sistema RECS prende spunto dalla Direttiva Europea n. 92 del 1996 che fissa le

norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica. Questo sistema è volto

al riconoscimento ed al sostegno economico del valore ambientale dell’energia

elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili. Il GRTN insieme ad altri

operatori, produttori e distributori, italiani ed europei, partecipa al sistema RECS.

- 53 -

Page 62: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Il sistema si basa sull’emissione di certificati, denominati RECS, che attestano la

produzione di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili per una quota

minima pari ad 1 MWh, nell’arco dell’anno di emissione. Rispetto ai Certificati

Verdi, i RECS possono essere emessi a favore di:

• impianti entrati in esercizio prima del 1999;

• impianti che non raggiungono produzioni annue pari o superiori a 50 MWh,

necessari per i CV;

• impianti che hanno eccedenze di produzione, inferiori a 50 MWh, non

certificabili con i CV.

L’obiettivo è di creare un mercato trasparente ed efficiente regolato su organismi e

sistemi europei, da utilizzare come modello per la realizzazione di un commercio

internazionale dei Certificati Verdi.

Il relativo mercato di scambio è volontario, i produttori attraverso traders,

commercializzano i RECS ai consumatori finali (società e imprese) che decidono

di acquistare l’energia elettrica ad un prezzo più alto, avvalendosi in questo caso

di un logo (Figura 2.20) che attesta l’impegno all’acquisto di energia verde. Figura 2.20 Logo attestante l’impiego di energia da fonti rinnovabili.

Attualmente il sistema RECS coinvolge 170 membri tra produttori, traders e

società di certificazione del settore elettrico, distribuiti in 14 paesi europei. Nel

primo anno di sperimentazione, in Italia, sono stati emessi oltre 310.000 certificati.

In seguito (Tabella 2.5) sono messi a confronto gli elementi essenziali che

caratterizzano i meccanismi di incentivazione finora descritti.

- 54 -

Page 63: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 2.5 Comparazione dei meccanismi di incentivazione alla produzione di energia elettrica da biomasse

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Page 64: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

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Page 65: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Capitolo 3

La sansa in Puglia: residuo o risorsa?

3.1 La sansa nella legislazione italiana Come già detto nel primo capitolo, la sansa rappresenta uno dei sottoprodotti della

lavorazione delle olive per la produzione dell’olio.

Considerando che la Puglia, con quasi il 95% dei comuni interessati

dall’olivicoltura, occupa il primo posto in Italia sia per la quantità di olive prodotte

che per la qualità, risulta evidente l’importanza che può assumere la

valorizzazione dei sottoprodotti della lavorazione delle olive sia per il territorio che

per la stessa produzione di olio.

Occorre dire, da subito, che un notevole impulso, alla valorizzazione di questa

particolare biomassa, è venuto in seguito alla modifica del DPCM del 8/3/2002.

Infatti, questo decreto annoverava, fra i combustibili vegetali liberamente

utilizzabili, solo la sansa vergine, ottenuta in seguito a un processo

esclusivamente meccanico; mentre la sansa esausta, ottenuta mediante un

processo chimico, rientrava formalmente fra i rifiuti non pericolosi.

Ricordiamo che la categoria “rifiuti non pericolosi” rientrante a sua volta nella

categoria “rifiuti speciali”, in questo caso derivanti da attività agro-industriali, è

regolamentata dal Decreto Legislativo del 5/2/1997 n.22 (meglio noto come

Decreto Ronchi), ed è perciò sottoposta a particolari restrizioni relativamente al

trasporto, allo stoccaggio e alle emissioni da combustione.

Attualmente, invece, in seguito al DPCM datato 8/10/2004, pubblicato sulla

Gazzetta Ufficiale n.295 del 17/12/2004, anche la sansa esausta è stata

classificata come combustibile di origine vegetale, a basso impatto ambientale, in

conclusione, non è più un rifiuto (vedi emissioni ammissibili nella Tabella 1.1 al

- 57 -

Page 66: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Cap.1). Il decreto precisa, però, delle condizioni affinché, la sansa esausta, rientri

nella categoria dei combustibili; all’ art. 1, comma 4 afferma:

“All'allegato III, punto 1, del decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 8

marzo 2002 e' aggiunta la seguente lettera: «f) Sansa di oliva disoleata avente le

caratteristiche riportate nella tabella seguente (Tabella 3.1, ndr), ottenuta dal

trattamento delle sanse vergini con n-esano per l'estrazione dell'olio di sansa

destinato all'alimentazione umana, e da successivo trattamento termico, purché i

predetti trattamenti siano effettuati all'interno del medesimo impianto; tali requisiti,

nel caso di impiego del prodotto al di fuori dell'impianto stesso di produzione,

devono, anche agli effetti dell'art. 26 del decreto del Presidente della Repubblica

n. 203/1988, risultare da un sistema di identificazione conforme a quanto stabilito

al punto 3”... (ovvero che indichi chiaramente, ndr) ...”la denominazione «sansa di

oliva disoleata», la denominazione e l'ubicazione dell'impianto di produzione,

l'anno di produzione, nonché il possesso delle caratteristiche di cui alla tabella

riportata al punto 1”.

In altre parole se la sansa esausta deve essere utilizzata al di fuori dell’impianto di

produzione, il prodotto dovrà essere chiaramente tracciabile attraverso, apposite

etichette in caso di prodotto imballato (inferiore a 100 kg), o tramite documenti di

accompagnamento, nel caso di prodotto sfuso o di imballaggi che contengano

quantità superiori a 100 kg.

Tabella 3.1 Requisiti per la sansa esausta secondo il DPCM 8/10/2004

- 58 -

Page 67: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Il DPCM del 2004 ha fatto sì che la sansa fosse utilizzata come combustibile, non

solo a livello domestico, ma anche a livello industriale per la produzione di energia

termica e/o elettrica.

Quando la sansa esausta era considerata rifiuto non pericoloso, le sue

applicazioni erano prevalentemente altre, a cui farò cenno nel paragrafo 3.3.

3.2 Filiera di produzione della sansa esausta Mi accingo ora ad illustrare il ciclo di lavorazione della produzione di olio di oliva,

da cui le sanse provengono.

In tutti i Paesi aventi una significativa produzione di olio di oliva sussistono due tipi

di lavorazione, antagoniste sul piano commerciale (Figura 3.1).

La semplice osservazione dello schema evidenzia chiaramente come, dal punto di

vista commerciale, le sanse provenienti da FRANTOI TRADIZIONALI siano

ritenute più pregiate di quelle ottenute da FRANTOI CONTINUI, vista la notevole

diversità del contenuto di umidità residua (molto minore in quella dei frantoi

tradizionali).

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Page 68: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 3.1 Confronto fra i cicli di lavorazione per la produzione di olio di oliva

- 60 -

Page 69: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Ciononostante, esiste una marcata tendenza da parte dei frantoiani, ad

abbandonare il sistema tradizionale di lavoro (pressatura). Tale tendenza,

associata alla estrema variabilità della produzione di olive, determina uno scenario

molto complesso sulle problematiche del settore che stanno gravando sui

sansifici, operatori intermedi della produzione di olio di oliva che sulla sansa

vergine, impostano la loro attività.

L’aggravato processo di essiccazione nel sansificio, determinato dai sempre più

numerosi frantoi continui, comporta la rapida obsolescenza tecnologica degli

stessi sansifici, spesso inadeguati a reggere il drammatico raddoppio dei volumi di

acqua da essiccare.

La prima conseguenza di tale situazione è nell’incremento dei consumi energetici

totali del sansificio.

Osservando il diagramma a blocchi, notiamo che, nel metodo tradizionale, dalle

olive molite si estrae circa il 20% di olio e come residuo di lavorazione otteniamo il

45% di sansa vergine e il 35% di acqua di vegetazione; quest’ultima risulta essere

particolarmente inquinante contenendo un’importante carico di sostanze

organiche, di sostanze grasse, di acidi oleici e sostanze sospese.

Con il metodo della centrifugazione continua, alle olive, dopo la molitura e la

frangitura, viene aggiunta acqua di diluizione, aumentando così l’umidità dei

prodotti residui.

Infatti, estraendo alla fine del processo, più o meno la stessa quantità di olio (20kg

su 100kg di olive molite), si ottengono, ipotizzando in ingresso 100kg di olive più

40kg di acqua di diluizione, 60kg di sansa vergine (più umida rispetto a quella

ottenuta per pressatura) e 60kg di acqua di vegetazione.

Le sanse vergini così ottenute, vengono mandate nei sansifici, i quali provvedono,

attraverso un procedimento termo-chimico, che prevede l’uso di un solvente detto

esano, ad estrarre l’olio ancora presente, e ad ottenere come residuo di

- 61 -

Page 70: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

lavorazione la cosiddetta sansa esausta, avente umidità circa del 8-15% ed un

potere calorifico di 4400-4800 Kcal/Kg.

In Figura 3.2 si osserva una schematizzazione del processo di produzione della

sansa esausta.

Figura 3.2 Schema della lavorazione della sansa vergine in un sansificio

Descriviamo più nel dettaglio le varie fasi della lavorazione.

• essiccazione: un tipico essiccatoio utilizzato per la sansa consta di un

cilindro in lamiera, leggermente inclinato rispetto al piano orizzontale, che

ruota su rulli azionato da un motore elettrico. La sansa entra nell'essiccatoio

mediante una coclea e avanza nel cilindro grazie ad un sistema ad alette

inclinate disposte internamente all'essiccatoio e costituite da ferri angolari.

La sansa con il movimento del cilindro si mescola in modo da essere bene

esposta alla corrente di aria calda costituita dai fumi del focolare. Per la

produzione di aria calda si brucia la sansa esausta. E' possibile utilizzare

- 62 -

Page 71: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

essiccatoi a più vie, in caso di sanse particolarmente umide, costituiti da

cilindri concentrici ove la sansa e l'aria calda percorrono più volte la

lunghezza del cilindro;

• estrazione dell'olio: gli impianti di estrazione possono essere continui e

discontinui, quelli maggiormente utilizzati sono i discontinui; l'estrazione è

basata sul semplice principio della diffusione dell'olio dalla sansa nel

solvente nel quale è immersa;

• distillazione: la fase di evaporazione del solvente dalla miscela è suddivisa

in due tempi: nel primo si allontana l'eccesso di solvente (98-99%)

attraverso riscaldamento con vapore indiretto; nel secondo si effettua la

totale evaporazione attraverso l'impiego di vapore diretto surriscaldato,

evitando, comunque, di innalzare eccessivamente la temperatura finale

dell'olio.

Processi di Raffineria La raffinazione dell'olio di oliva si effettua per rendere commestibili oli che non

possono essere utilizzati per l'alimentazione allo stato naturale, ma devono essere

sottoposti a processi per migliorarne il contenuto di acidità, la colorazione ed il

sapore. Il ciclo di raffinazione si ottiene mediante le seguenti fasi:

• neutralizzazione: consiste nell'abbattimento dell'acidità dell'olio grezzo

mediante additivazione di sostanze basiche (soda);

• lavaggio: ha lo scopo di allontanare gli additivi chimici della neutralizzazione

mediante acqua;

• decolorazione: mediante l'uso di terre decoloranti l'olio è chiarificato;

• deodorazione: l'olio è privato delle componenti maleodoranti con un

processo di distillazione sotto vuoto.

Orientativamente il 35-40% della sansa esausta prodotta da un sansificio viene

utilizzata per l’essiccazione delle sanse vergini e la produzione di vapore

necessaria per l’estrazione dell’olio residuo a mezzo solvente.

- 63 -

Page 72: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Si stima che, di tutte le olive destinate alla produzione di olio di oliva in Puglia, ben

il 90% venga molito in frantoi continui e solo il restante 10% in frantoi tradizionali.

Nella Tabella 3.2 vengono messi a confronto le diverse tipologie di sansa vergine

provenienti da frantoi tradizionali e continui.

Tabella 3.2 Confronto fra sanse da frantoi tradizionali e continui

Contenuto Sanse da FRANTOI TRADIZIONALI

Sanse da FRANTOI CONTINUI

UMIDITA’ 26-30% 50-55%

OLIO RESIDUO 8% 4%

SANSA ESAUSTA 62-66% 41-46%

3.3 Usi principali della sansa prima del DPCM 8/10/2004 Prima della correzione del DPCM 8/3/2002, essendo la sansa esausta considerata

un rifiuto, anche se non pericoloso, non era possibile equipararlo ad un

combustibile vegetale, ragion per cui, subentrando complicazioni concernenti il

trasporto, lo stoccaggio e le emissioni, si cercavano applicazioni alternative alla

combustione diretta.

Fondamentalmente i settori interessati erano i seguenti:

3.3.1 Agricoltura Storicamente le sanse trovavano il loro impiego come concime in agricoltura; nel

tempo, con la dicotomia creatasi tra agricoltori e frantoiani, attività prima

concentrate nelle mani di grandi latifondisti, anche la sansa vergine smise di

essere utilizzata come concime, essendosi spostato il problema del suo

smaltimento dall’insediamento agricolo proprio, ad una localizzazione

semindustriale.

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Page 73: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Soltanto recentemente c’è stato un rilancio dell’utilizzazione della sansa,

opportunamente trattata, come ammendante agricolo.

Con l’utilizzazione della sansa come vettore di quelle sostanze organiche ed

inorganiche, atte al reintegro della fertilità del suolo, si cerca di raggiungere due

obiettivi:

• valorizzazione economica della sansa esausta;

• utilizzazione di ammendanti esclusivamente vegetali.

Le indagini sperimentali condotte nel corso degli ultimi anni sulle effettive

possibilità di spargimento diretto di sanse vergini o esauste sui terreni agrari di

varia costituzione e caratteristiche, e variamente utilizzati per colture erbacee ed

arboree di ogni genere, hanno evidenziato che risulta possibile spargere sul

terreno questi sottoprodotti, ma che è anche probabile che queste aggiunte

possano determinare temporanee condizioni critiche, per almeno una parte della

microflora batterica del terreno.

In molti casi è apparso più opportuno, suggerire di procedere al compostaggio, di

tali sottoprodotti dell’industria olearia, in miscela con altre biomasse, tecnicamente

ed economicamente idonee, come residui di potatura e letame.

E’ però da rilevare che la sperimentazione eseguita in tal senso non ha sempre

dato risultati univoci, sia in ordine alla più opportuna tecnica da seguire nel

processo di compostaggio, sia in relazione alla scelta delle biomasse da

aggiungere al refluo di partenza, sia in rapporto alla economicità complessiva del

processo, sia in rapporto alle caratteristiche biochimiche e agroproduttive del

materiale ottenuto.

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Page 74: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

3.3.2 Mangimistica In questo settore, la sansa esausta, prima di poter essere utilizzata, deve subire la

lavorazione di separazione dal cosiddetto “nocciolino” (nocciolo dell’oliva

frantumato) dalla parte più leggera e più fine costituita dalla polpa e dalla buccetta.

Mentre il nocciolino è destinato all’utilizzo come combustibile più pregiato, visto il

migliore PCI (5000-5200 Kcal/Kg) rispetto a quello della sansa esausta tal quale,

la parte polverulenta è utilizzata per l’alimentazione del bestiame previa

lavorazione di cubettatura.

L’industria mangimistica presenta una forte variabilità della domanda delle materie

prime e causa una forte incostanza nell’assorbimento di sansa esausta.

Ciò ha sfavorito gli investimenti in questa direzione, rinunciando ad avviare una

campagna di sensibilizzazione tesa ad incrementare la possibilità di mercato e a

renderlo più stabile.

Si ricorda, comunque, che la Puglia non ha una spiccata vocazione zootecnica, se

non nell’entroterra, lontano cioè dai grandi insediamenti olivicoli.

3.3.3 Fabbricazione di laterizi Nella fabbricazione di laterizi, la sansa esausta, senza subire alcuna lavorazione,

è miscelata con argilla e, dopo l’opportuno impasto e la necessaria fornatura, è

sottoposta a processo di cottura.

L’aggiunta di sansa esausta, in effetti, consente di ottenere un laterizio molto più

poroso e quindi con ottime caratteristiche isolanti, meno fragile e più leggero.

Inoltre la sansa esausta, incorporata nell’impasto, partecipando alla combustione

durante la cottura, con il proprio apporto di calore fa diminuire il consumo di

combustibile fossile.

L’impossibilità di controllare in modo preciso la combustione nel forno e

l’omogeneità della miscela, ne ostacolano l’introduzione in tale settore.

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Page 75: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

3.3.4 Ebanisteria L’ebanisteria si occupa dell’utilizzazione di un sottoprodotto della sansa, ovvero

del nocciolino. Con l’aggiunta di particolari collanti, infatti, è possibile ottenere la

fabbricazione di pannelli di ottima qualità e con ottime doti di isolante elettrico.

Per tale ragione, oltre ad essere utilizzato per il rivestimento degli interni delle

abitazioni, questi pannelli sono stati impiegati per l’isolamento dei quadri elettrici.

Alcune considerazioni estetiche e la crisi del rivestimento in pannelli, relegano

anche questa possibilità di mercato ad uno o due punti percentuali rispetto

all’intera produzione di sansa esausta.

3.4 Usi principali della sansa dopo il DPCM 8/10/2004 Radicale è stato il cambio di scenario dopo la modifica del DPCM del 2002.

Potendo considerare la sansa esausta, un combustibile a basso impatto

ambientale, molto rapidamente la sua applicazione principale è divenuta quella di

produrre energia termica e/o elettrica, a scapito di tutti gli usi, precedentemente

descritti, che sono andati via via contraendosi.

3.4.1 Produzione di energia termica ad uso domestico Dopo il decreto, è aumentato il numero delle già esistenti caldaie domestiche che

utilizzavano sansa esausta come combustibile, visto il buon rendimento termico di

questa biomassa e l’iniziale prezzo economico sul mercato.

Allo stato attuale, però, questo combustibile comincia ad essere meno competitivo

rispetto ad altri ad esso concorrenti (legna, cippato, pellets, ecc.), per vari motivi:

• La sua combustione emana cattivo odore e quindi, la caldaia va montata in

locali esterni;

• Il suo prezzo è in continua ascesa;

• Ultimamente alcune ASL stanno analizzando i suoi fumi, in quanto non

rientrerebbero nelle norme.

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Page 76: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

3.4.2 Produzione di energia termica ad uso industriale Abbiamo già detto che i primi utilizzatori della sansa esausta come combustibile

sono gli stessi santifici per ottenerne il calore di processo.

In passato la sansa era largamente utilizzata come combustibile anche nei

cementifici, ma tale mercato si è andato via via affievolendo, sia per la

competitività del prezzo del carbone, che per l’incostanza dell’offerta di sansa,

legata alla variabilità del sistema agricolo.

In ambito regionale si rilevano altri usi semindustriali nel florovivaismo e

nell’agricoltura in serra.

3.4.3 Produzione di energia elettrica In questo paragrafo esamineremo l’attitudine dell’utilizzo della sansa esausta per

la produzione di energia elettrica, riferendoci a esperienze già effettuate in passato

e a rapporti sperimentali ufficiali che ipotizzano l’uso della sansa come

combustibile principale o complementare.

Sansa come combustibile primario Ipotizzare di fare andare una medio-piccola centrale interamente a sansa esausta

non prevede accorgimenti molto diversi da quelli relativi alle già più collaudate

centrali a biomasse legnose.

Non esistono problemi sul piano termico, la combustione è facilmente

controllabile, i sistemi di abbattimento fumi e polveri, già usati nei sansifici e nelle

attuali centrali, garantiscono il rispetto delle normative esistenti, portando il

quantitativo di emissioni ad essere anche di cento volte inferiore ai valori limite

consentiti; inoltre le ceneri di combustione possono essere smaltite facilmente

come ammendanti agricoli.

La tecnologia di manipolazione e combustione della sansa esausta non presenta

alcun problema tecnologico, ma comporta costi di investimento complessivo, di

gestione, di approvvigionamento e stoccaggio della biomassa non indifferenti.

- 68 -

Page 77: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

In effetti soltanto dove esiste già la lavorazione della sansa è possibile effettuare

le economie di scala che rendano conveniente un simile investimento.

E’ auspicabile allora individuare, sul territorio pugliese, alcuni “poli delle sansa”,

nei quali installare centrali termoelettriche di medio-piccola potenza.

Nel prossimo capitolo esamineremo più nel dettaglio le caratteristiche tecnico

economiche di una centrale elettrica alimentata a biomasse, in particolare a

biomasse legnose e/o sansa esausta.

Sansa come combustibile complementare al carbone Un’altra possibilità di utilizzo della sansa esausta è quella di un suo uso come

combustibile complementare ad altri.

Poiché la movimentazione, lo stoccaggio e la combustione della sansa, richiedono

gli stessi particolari accorgimenti richiesti per il carbone, la sua additivazione in

basse percentuali a tale combustibile, è sicuramente una soluzione fattibile.

L’aggiunta di sansa esausta al carbone, infatti, abbasserebbe le emissioni di zolfo

(componente praticamente assente nella sansa) delle centrali, senza alcun

problema tecnico reale.

Per restare nell’ambito della regione Puglia, si potrebbe pensare ad un utilizzo di

sanse esauste nelle centrali di Cerano (Br), proprietà ENEL, e Brindisi Nord,

proprietà EDIPOWER, entrambe alimentate a carbone.

In quest’ottica si presenterebbero due possibili soluzioni:

• La sansa esausta potrebbe essere continuamente additivata al carbone a

percentuale costante;

• La sansa potrebbe essere impiegata come correttivo ecologico in particolari

periodi dell’anno (percentuali di sansa più elevate).

Nel primo caso basterebbe integrare l’alimentazione del carbone con una piccola

linea di adduzione della sansa esausta che integri il combustibile principale con

meno del 2% in peso. Tale minima quantità non comporterebbe variazioni

significative in termini di combustione, né di regolazione dei generatori di vapore e

neppure complicazioni dell’esistente impianto di movimentazione del combustibile.

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Page 78: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

La seconda soluzione, invece, si prefigge lo scopo di contenere le emissioni di

zolfo, nei periodi in cui tali emissioni presentano dannosi effetti sinergici con

analoghe emissioni da altre fonti, per esempio gli impianti di riscaldamento e il

traffico automobilistico.

Il periodo invernale, quindi, limitato ai mesi di dicembre, gennaio e febbraio,

sembrerebbe il periodo più critico dal punto di vista dell’inquinamento da zolfo.

Una riduzione del carico inquinante, proveniente dalle centrali termoelettriche in

questione, avrebbe un sicuro effetto benefico. Aggiungendo la sansa esausta al

carbone in preparazione prossima al 10% in peso si ridurrebbero della stessa

quantità le emissioni di zolfo senza variare in maniera sostanziale la gestione della

stessa centrale.

Gli esistenti sistemi di regolazione della combustione potrebbero seguire

facilmente tale variazione senza ridurre in alcun modo la potenza erogata dai

turbogeneratori.

Secondo tale soluzione, ci sarebbe la coincidenza del periodo di utilizzazione della

sansa esausta nella centrale termoelettrica, con la campagna di oleificazione e

produzione della sansa, con l’ulteriore beneficio di ridurre gli stoccaggi di sansa.

Un esempio dal passato: la centrale termoelettrica ENEL di Pietrafitta (Pg) In passato l’ENEL, con la sua centrale termoelettrica di Pietrafitta, ha

rappresentato un’utenza importante, con i suoi 200.000 q/anno di sansa esausta

utilizzata.

Questa centrale, da 150 MW, utilizzava come combustibile principale il carbone.

Attualmente è stata ripotenziata e trasformata in una centrale a ciclo combinato a

gas naturale da 450 MW.

La possibilità della co-combustione carbone-sansa era confermata dalle analisi,

effettuate dal laboratorio, annesso alla centrale, dalle quali sono state rilevate le

seguenti percentuali di componenti primarie nella sansa esausta:

• Carbonio: 48,4%

• Idrogeno: 8,57%

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Page 79: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

• Ossigeno: 43,03%

• Zolfo: tracce

La presenza di zolfo soltanto in piccole tracce, rendeva la sansa un combustibile a

basso indice di inquinamento, il ché ne consigliava, senza controindicazioni,

l’utilizzo come combustibile. Vedremo nel prossimo paragrafo, altre conferme

sperimentali che sono giunte a sostegno di questa tesi.

Sul piano della combustione e quindi dell’esercizio, non vi sono mai stati problemi,

quando il controllo della sansa acquistata, vincolava il fornitore a conferirla ad un

prefissato livello di umidità. In precedenza, invece, l’umidità non era vincolata sul

piano contrattuale e i fornitori aggiungevano acqua che si facevano pagare al

prezzo della sansa. Questa cattiva abitudine aveva creato diversi problemi di

instabilità della combustione, con la conseguente variazione della portata di

vapore e continuo intervento dei sistemi di regolazione sul lato turbina, che non

riusciva più ad erogare la potenza nominale prevista. Con l’introduzione

dell’impegno contrattuale sul limite di umidità, i sansifici furono costretti a conferire

la sansa esausta con una miglior qualità, eliminando tutti gli inconvenienti causati

in centrale.

L’ENEL smise l’uso di sansa quando, nell’elenco dei combustibili, promulgato

dall’allora Ministero dell’Industria, la sansa esausta, per ignote motivazioni e/o

dimenticanze non fu inserita.

Rapporto CESI sulla co-combustione sansa-carbone A supporto di quanto appena detto sulla sansa come combustibile complementare

al carbone, esiste in letteratura uno studio del 2002, effettuato dal CESI (Comitato

Elettrotecnico Sperimentale Italiano), il quale ha analizzato nel dettaglio, le

conseguenze dell’utilizzo della sansa miscelata al carbone in diverse percentuali,

nelle varie fasi: dall’alimentazione della caldaia alle emissioni nell’ambiente.

Quello che ne emerge è un rapporto che contiene molte luci e poche ombre.

I rapporti di cui sopra sono i seguenti:

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Page 80: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

• CO-COMBUSTIONE CARBONE-SANSA - Progetto della matrice

sperimentale e messa a punto del sistema di alimentazione del

combustibile secondario (Prot. CESI n. A1/039633)

• PROVE DI COMBUSTIONE MISTA CARBONE-SANSA sull’impianto

sperimentale da 5MWt di S.Gilla (Cagliari) (Prot. CESI n. A1/040055)

Riporto, di seguito, le conclusioni del rapporto.

“Il presente rapporto tecnico descrive i risultati delle prove di combustione mista

carbone/sansa esausta effettuate sulla caldaia sperimentale da 5 MWt installata

presso l’area di S.Gilla (Cagliari).

Le prove hanno permesso di valutare l’impatto della co-combustione:

• sul sistema di macinazione e alimentazione del combustibile;

• sullo sporcamento della caldaia;

• sull’efficienza del processo di combustione;

• sulle emissioni solide e gassose convenzionali;

• sui microinquinanti organici;

• sulla qualità delle ceneri.

La matrice sperimentale prevedeva una prova di baseline a carbone e due prove

di combustione mista con differenti frazioni di sansa (20% e 40%).

La sperimentazione effettuata ha permesso di trarre le seguenti conclusioni.

Pre-trattamento della sansa

La sansa esausta è un prodotto solido di natura granulare che si trasporta

agevolmente e non richiede particolari pretrattamenti, se non l’essiccazione del

prodotto, qualora presentasse all’origine umidità superiore al 10-15%, onde evitare

impaccamenti in fase di macinazione.

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Page 81: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Impatto sul sistema di combustione

• Macinazione e alimentazione

La sansa è stata premiscelata con il carbone in pezzatura in un silos e macinata

con il mulino principale dell’impianto; la miscela è stata quindi inviata ai bruciatori

senza intasamenti sulla linea di alimentazione. E’ possibile tuttavia che ci sia stato,

a tratti, un miscelamento non omogeneo della biomassa con il polverino di

carbone.

• Stabilità di fiamma

La sansa ha un’alta percentuale di materie volatili, condizione che ha determinato

una buona stabilità di fiamma. Non si sono rilevati problemi di combustione.

• Sporcamento camera di combustione La combustione della sansa, pur avendo fatto rilevare un leggero aumento della

deposizione, non ha dato problemi di fouling: i depositi sulla sonda di prelievo

sono infatti risultati di natura polverosa e facilmente asportabili con il lavaggio.

Le basse temperature di fusione, dovute alla presenza di alte concentrazioni di

alcali, fanno temere fenomeni di slagging. La presenza di Cl, che può trovarsi

anche in concentrazioni molto elevate, può dar luogo a problemi di corrosione.

Il miscelamento con un carbone di caratteristiche idonee, può mitigare i fenomeni

di sporcamento.

• Efficienza di combustione La combustione con la sansa ha fatto registrare un miglioramento degli

incombusti, crescente con la frazione di combustibile secondario.

Emissioni

I vantaggi maggiori della combustione con la sansa si rilevano nelle emissioni, che

fanno registrare una diminuzione generalizzata.

In particolare confrontando la combustione a carbone con la combustione mista

60/40 si rileva che:

• gli ossidi di azoto (NOx) sono diminuiti del 28%;

• gli ossidi di zolfo (SO2) sono scesi di oltre il 36%;

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Page 82: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

• la concentrazione delle polveri è diminuita del 60%;

• gli incombusti nelle ceneri sono calati del 75%;

• l’acido cloridrico è aumentato del 18%;

• le diossine (PCDD/F) non risultano formarsi in concentrazioni rivelabili in

nessuna delle tre condizioni di prova.

Qualità delle ceneri

La sansa esausta, pur essendo un prodotto di origine vegetale, subisce diversi

trattamenti che possono arricchirla di elementi estranei al prodotto biologico: a

partire dalla raccolta delle olive, alla spremitura e infine all’estrazione con solventi

chimici, tutte le eventuali impurità (scorie dei macchinari, residui di terra, tracce di

solventi) si concentrano nel residuo finale della lavorazione delle olive. La sua

composizione, e quindi la qualità delle ceneri, risente pertanto, oltre che della zona

di coltivazione, anche del processo di lavorazione industriale. Alcuni elementi si

ritrovano perciò in concentrazione più alta nelle ceneri della sansa rispetto alle

ceneri del carbone.

Nonostante questo, la qualità delle ceneri da carbone non viene alterata in

maniera significativa con la combustione mista. Si ritiene pertanto che le ceneri

della combustione mista possano essere trattate, ai fini del riutilizzo, in maniera

analoga a quelle del carbone.

I risultati appaiono, pertanto, incoraggianti per l’introduzione di questa forma di

utilizzo energetico della sansa nel processo di generazione termolettrica”.

3.5 Studio ENEA sulla valorizzazione della sansa esausta In uno studio ENEA, condotto intorno alla metà degli anni ’90, quindi una decina di

anni fa, è stato quantificato il valore della sansa, a seconda dei suoi diversi utilizzi:

1. Ammendante in agricoltura;

2. Combustibile primario in un impianto di cogenerazione da 1,5 MW;

3. Combustibile complementare in una centrale a carbone.

Nella successiva Tabella 3.3 vengono messi a confronto i risultati ottenuti.

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Page 83: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 3.3 Studio ENEA Valorizzazione sansa esausta

Si riporta di seguito uno stralcio delle considerazioni finali di questo studio.

“E’ evidente che la migliore valorizzazione è ottenuta attraverso l’installazione di

un proprio impianto di cogenerazione dedicato alla produzione di energia elettrica

e termica per lo stabilimento produttivo.

Alla remuneratività, veramente interessante di tale ipotesi, corrisponde, però, un

elevato investimento, che non tutte le aziende del settore olivicolo sono in grado di

sostenere, unitamente a delle esigenze di natura tecnologica che devono essere

sviluppate all’interno.

La soluzione, se prescelta, richiede poi, almeno due anni tra progettazione,

installazione, start up e messa a regime dell’impianto.

Si ritiene, comunque, che malgrado gli stimolanti utili conseguibili, l’imprenditore

venga spaventato soprattutto in un momento in cui il settore e la nazione

attraversano un periodo di pesante crisi.

Altro fattore limitante rinviene dall’acquirente unico, l’ENEL, che non gode della

stima della classe imprenditoriale, in vista anche del suo operare in condizione di

monopolio.

A poco valgono le delibere del CIP e la programmazione del MICA, tesa a

promuovere il settore, quando l’ENEL, attraverso i contratti di cessione e

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Page 84: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

scambio, impone clausule capestro che elevano il rischio d’impresa oltre la soglia

di accettabilità.

In termini di valorizzazione segue l’utilizzazione presso le centrali termoelettriche a

carbone, ai cui vantaggi in termini economici, ecologici e logistici, si contrappone

un impedimento di natura burocratico-legislativa (allora la sansa esausta era

considerata un rifiuto non pericoloso e non un combustibile, ndr) e la cattiva

volontà dell’ENEL a dover inseguire un inusuale numero di potenziali fornitori, in

realtà non più di 80 in tutta Italia.

La chiusura mostrata dall’Ente a qualsiasi dialogo, su questa biomassa, lascia

intravedere molteplici difficoltà burocratiche nell’attuare tale soluzione, che in

effetti sarebbe di sicuro successo e grande impatto sociale nella regione Puglia.

In alternativa a tali interventi vi è quello della trasformazione della sansa come

ammendante agricolo che presenta interessanti ritorni in termini di valorizzazione,

anche se con investimenti relativamente elevati ma non estremamente gravosi. La

tecnologia non è semplice e andrebbe trasferita alle singole aziende agricole”

Si noti come, nel rapporto ENEA, vi siano alcune peculiarità ancora attuali, come il

“periodo di pesante crisi”, insieme a forti cambiamenti subentrati nel frattempo

come lo scenario economico del dopo EURO e il più o meno completamento della

liberalizzazione del mercato energetico in Italia.

Ad ogni modo, dall’ analisi appena svolta, sembra che, anche oggi, la migliore

valorizzazione delle sanse esauste pugliesi, sia la stessa emersa nel rapporto

ENEA degli anni ’90, specie se si considerano le problematiche emerse relative

all’uso della sansa per il riscaldamento domestico, forse l’unico impiego che

avrebbe potuto davvero creare una forte concorrenza all’utilizzo in centrale, in

quanto al dettaglio, per fini termici domestici, la sansa potrebbe essere venduta ad

un prezzo ben maggiore.

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Page 85: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Capitolo 4

Valutazione tecnico-economica e iter burocratico di un impianto a biomassa

In questo capitolo verrà presentato un caso-tipo di investimento, relativo ad una

centrale elettrica alimentata a biomasse, con lo scopo di mostrare il cammino

percorso da un investitore, dal momento dell’ideazione del progetto fino alla sua

realizzazione e successiva gestione.

Per la ricostruzione del cammino sono stati presi in esame impianti esistenti in

Italia che sfruttano un processo di conversione termochimica per ottenere dalle

biomasse (legnose e/o residui agroindustriali) energia termica, impiegata per

riscaldamento e/o per la produzione di energia elettrica.

Verrà effettuato, inoltre, un confronto dei risultati ottenuti, con gli analoghi relativi a

tecnologie di produzione di energia elettrica da diverse fonti rinnovabili, in

particolare:

• idroelettrico ad acqua fluente o SHP (Small Hydro Power);

• eolico;

• produzione di biogas.

Nel caso in studio sono state analizzate le fasi principali e i relativi passi effettuati

dall’ipotetico investitore:

• studio delle fasi di produzione;

• progettazione;

• costruzione;

• iter autorizzativo;

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Page 86: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

• ricerca del consenso locale;

• gestione;

• costo del combustibile.

Particolare attenzione è stata inoltre posta, in ogni fase dell’intervento, al

monitoraggio delle tempistiche realizzative, dei costi imputabili e delle barriere

incontrate o dei parametri di successo. Infine, tramite una griglia di valutazione

comparata, i dati così raccolti sono stati raggruppati e resi omogenei con lo scopo

di mettere a confronto le differenti tecnologie nelle diverse fasi. Seguendo quindi

gli stessi passi percorsi da un investitore si tenterà di dare una panoramica sul

mercato odierno delle fonti rinnovabili estremamente chiara e realistica.

L’analisi che si andrà ad effettuare, nel caso di impianto a biomasse, sarà

perfettamente applicabile al caso di impianto a sansa esausta, oggetto di studio

della tesi.

4.1 Studio delle fasi di produzione Durante le fasi di raccolta e preparazione, la biomassa può essere trattata

mediante un preliminare processo di essiccamento che riduce il contenuto di

umidità del 30% rispetto al contenuto originario.

È possibile ottenere l’ulteriore riduzione del 15% utilizzando il calore residuo dei

fumi di combustione, inviandoli nella sezione di stoccaggio.

Il potere calorifico del materiale così pretrattato può essere portato sino a valori

ottimali per la combustione, intorno a 4.000 kcal/kg.

La biomassa viene trasportata, per mezzo di nastri, ad una tramoggia di carico,

tramite la quale confluisce in un combustore, ad esempio del tipo a griglia mobile,

dove avviene la combustione (vedremo più avanti anche un altro tipo di

combustore, utilizzabile per le biomasse, detto a letto fluido). Sotto la griglia viene

- 78 -

Page 87: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

insufflata l’aria primaria strettamente necessaria alla combustione, mentre sopra la

griglia viene insufflata l’aria secondaria che assolve a due compiti:

• il primo è quello di permettere il completamento della stessa combustione;

• il secondo è il raffreddamento delle pareti e dei fumi in camera di post-

combustione.

Per migliorare l’effetto turbolenza e controllare meglio le temperature in camera di

post-combustione, che potrebbero portare a delle fusioni delle ceneri, vengono

inoltre insufflati i gas di ricircolo prelevati a valle del sistema di filtrazione.

I gas di ricircolo possono essere anche insufflati sotto griglia per sfruttare il loro

calore ed essiccare il combustibile. In questo modo risulta più semplice controllare

il contenuto di ossigeno nei fumi di combustione.

Al fine di ottimizzare la combustione, la griglia viene generalmente divisa in due o

più zone a velocità variabile. Analogamente il sottogriglia è diviso in tramogge

dove viene insufflata l’aria primaria e gli eventuali gas di ricircolo in percentuali e

quantità diverse.

L’aria primaria, necessaria alla combustione, può anche provenire dal capannone

per lo stoccaggio, tenuto in depressione per non disperdere nell’ambiente

eventuali esalazioni maleodoranti della biomassa stessa.

Le scorie e le ceneri vengono portate dai bardotti (parti della griglia mobile) al

fondo della griglia e scaricati in apposite tramogge; le ceneri, generalmente,

vengono trasportate nella zona di stoccaggio tramite un trasporto a catena a

bagno d’acqua, che ha sia lo scopo di spegnere le parti ancora incendiate o

incandescenti che cadono dalla griglia, sia quello di realizzare la tenuta idraulica

alla camera di combustione che è in depressione.

A corredo della griglia si rende necessario predisporre un sistema di distribuzione

dell’aria comburente ed un sistema di raccolta degli incombusti (ceneri).

- 79 -

Page 88: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 80 -

I fumi originati dalla combustione della biomassa confluiscono nella caldaia o

generatore di vapore, dove l’acqua che alimenta la caldaia, attraverso l’apporto

termico dei fumi caldi, si trasforma in vapore surriscaldato. Il vapore prodotto in

caldaia, tenuta in considerazione l’efficienza del processo di scambio termico, si

presenta nelle condizioni di pressione e temperatura pertinenti all’impiego

necessario (produzione di calore ed elettricità).

L’acqua alimentata in caldaia, che si trasformerà in vapore surriscaldato da

destinarsi alla turbina (si rammenta a questo proposito che il circuito acqua-vapore

è un circuito chiuso, a meno di perdite di limitata entità), deve essere

precedentemente demineralizzata e deossigenata nelle opportune sezioni di

trattamento dell’acqua, previste per preservare i componenti da attacchi calcarei,

corrosione, ecc. A tale scopo si prevede che l’impianto sia corredato della sezione

di trattamento dell’acqua di alimento della caldaia e di degasatore.

Fatta salva la quota di fumi utilizzata per l’essiccamento, i fumi uscenti dal

generatore di vapore sono trattati nell’apposita sezione trattamento fumi al fine di

abbattere le polveri trascinate prima di essere inviati al camino. Le ceneri raccolte

nelle tramogge sono opportunamente convogliate ai siti di stoccaggio.

Il vapore surriscaldato viene immesso nella turbina, dove si espande e in

accoppiamento al generatore elettrico, trasforma l’energia meccanica in energia

elettrica. Successivamente, il vapore espanso viene condensato nel condensatore

e reimmesso nel ciclo termico, previo passaggio nel degasatore termofisico. Il

buon funzionamento dell’impianto è assicurato dal sistema di regolazione e

controllo, che gestisce la regolazione in continuo dell’impianto, i casi di avaria, i

blocchi d’impianto, i riavviamenti.

Nella figura 4.1 è illustrato uno schema di principio di una centrale a biomassa.

Page 89: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 81 -

Figura 4.1 Schema di principio di una centrale a biomassa

.

Page 90: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

4.2 ProgettazioneLa fase di progettazione di un impianto a biomasse richiede in media 12 mesi ed

incide sul 5% del costo d’investimento. Le tecnologie utilizzate sono varie così

come lo sono le tipologie di biomasse utilizzate e la loro disponibilità.

Durante la fase progettuale le difficoltà risiedono nella scelta e identificazione del

combustibile da impiegare e nell’assicurare il necessario approvvigionamento: a

seconda della taglia dell’impianto, l’area di approvvigionamento potrà avere

un’estensione locale o territorialmente più vasta. In tale fase si verificano le

condizioni per la stesura di contratti per la fornitura di biomasse, che possono

avere natura diversa in funzione dell’estensione territoriale del bacino di raccolta.

Parallelamente con la scelta del combustibile si definisce, in tale fase, la scelta

della tecnologia da impiegarsi più adatta a rispondere alle esigenze del

committente.

Una seconda difficoltà attiene alla programmazione e logistica del trasporto del

combustibile alla centrale a biomassa: in relazione alla tipologia di combustibile

impiegato e alla potenza installata della centrale dovranno essere verificate le

condizioni di accesso al sito della centrale da parte dei vettori di trasporto

(autotreni, altro) nonché dovrà essere gestita, in funzione del trasporto, l’area di

stoccaggio del materiale.

Nella Tabella 4.1 si riassumono i risultati ottenuti dall’indagine, relativamente alla

fase di progettazione, degli impianti a biomassa presenti in Italia.

Tabella 4.1 Impianto a biomassa - Parametri della fase di progettazione

- 82 -

Page 91: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Nella Tabella 4.2, invece, si pongono a confronto i risultati, sempre relativi alla

fase di progettazione, dei diversi tipi di impianti alimentati da fonti rinnovabili.

Tabella 4.2 Fase di progettazione Sintesi dei parametri di confronto fra impianti a FR

Riepilogando, le difficoltà riscontrate nella fase di progettazione di un impianto a

biomassa risultano essere:

• scelta e identificazione del combustibile da impiegare e il necessario

approvvigionamento;

• programmazione e logistica del trasporto del combustibile alla centrale e

dello stoccaggio.

4.3 CostruzioneLa costruzione di un impianto a biomasse può richiedere da due fino a quasi tre

anni, con costi circa del 94% del costo d’investimento complessivo se l’impianto è

di nuova costruzione, mentre se l’impianto è in conversione da combustibile

tradizionale a biomasse, tali tempi e costi si possono ridurre di un 20-30%.

L’80% del costo d’investimento viene coperto dalla voce definita costi e spese di

costruzione, costituita dal gruppo di generazione, dalle opere elettromeccaniche,

dalla manodopera, dalle assicurazioni e dall’acquisto del terreno; mentre opere

civili e connessione alla rete coprono rispettivamente il 9% ed il 5% del costo

d’investimento.

Nell’Elenco 4.1 troviamo le componenti principali di un impianto a biomasse.

- 83 -

Page 92: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Elenco 4.1 Componenti principali di un impianto a biomasse • Zona dedicata al ricevimento, stoccaggio, preparazione e movimentazione

del combustibile;

• Sistema di alimentazione della biomassa alla tramoggia di carico;

• Sistema di combustione a griglia o a letto fluido;

• Sistema di distribuzione aria di combustione primaria e secondaria con

relativi ventilatori;

• Generatore di vapore a recupero;

• Turbina;

• Condensatore;

• Pozzo caldo;

• Torri di raffreddamento;

• Pompe condensato;

• Pompe circolazione acqua raffreddamento;

• Degasatore;

• Pompe acqua alimento caldaia;

• Serbatoi spurghi;

• Sistema dosaggio additivi;

• Unità trattamento acqua;

• Sistema di trattamento fumi provenienti dalla combustione;

• Trattamento fumi (ventilatore fumi e camino);

• Sistema raccolta ceneri e sottogriglia;

• Strumentazione;

• Sistema di regolazione e controllo;

• Pannelli di controllo locali;

• Tubazioni di collegamento;

• Condotti aria e fumi;

• Sistema aria compressa

• Sistema lubrificazione turbina;

• Sistema antincendio;

- 84 -

Page 93: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

• Connessioni elettriche;

• Centrale di controllo generale impianto, con sistema di supervisione;

• Uffici;

• Laboratorio chimico;

• Magazzino.

.3.1 Sistema di stoccaggio e movimentazione del combustibile4 centrale del

.3.2 Sezione di combustione

Il sistema di stoccaggio rappresenta il punto di accumulo presso la

materiale combustibile. La tipologia dell’esecuzione dipende essenzialmente dalla

tipologia della biomassa disponibile. Nel caso di sansa esausta, per esempio, il

materiale è prima stoccato in appositi capannoni, meglio se depressurizzati, e poi,

tramite pale meccaniche, viene ammassato in particolari sistemi di dosaggio

automatico (silos orizzontali o verticali con differenti sistemi di estrazione).

4 griglia (fissa o mobile) o su letto fluido.

orni a griglia pologia tradizionale e quindi la più diffusa. Gli impianti a griglia

iante una tramoggia nella parte più alta della

La combustione può avvenire su

F

Si tratta della ti

mobile, in particolare, si adattano bene a tutti i combustibili e si rivelano

sufficientemente flessibili nei confronti dell’umidità; quest’ultima caratteristica li fa

spesso preferire ad altre soluzioni.

Il combustibile viene immesso med

griglia, dalla quale uno spintore, o il movimento della stessa griglia nel caso

questa sia mobile, lo sospinge verso i gradini inferiori. Lungo lo sviluppo

longitudinale della griglia la biomassa subisce dapprima un processo di

essiccamento che avviene nella zona prossima all’alimentazione: le sostanze

volatili che si liberano sono in gran parte costituite dall’umidità evaporata ed il

rilascio di calore risulta modesto. Successivamente, sulla parte centrale della

griglia, il materiale essiccato, tramite fenomeni di combustione e massificazione

- 85 -

Page 94: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

del materiale organico, viene convertito in una frazione gassosa ed in un residuo

solido.

Come si può vedere in Figura 4.2 l’aria di combustione viene iniettata sia sotto la

rmanenza della biomassa sulla griglia deve essere ovviamente tale

igura 4.2 Schema di funzionamento di un forno a griglia

griglia (aria primaria, grossomodo nella quantità stechiometrica, necessaria per la

combustione) sia nella parte alta della camera di combustione (aria secondaria,

corrispondente, in prima approssimazione, all’eccesso d’aria necessario per la

post-combustione); quest’ultima viene utilizzata anche per il controllo della

temperatura.

Il tempo di pe

da garantire il completamento delle diverse fasi del processo di combustione, ed è

in genere compreso fra 30 e 60 minuti. Le scorie residue del processo vengono

scaricate dalla parte finale della griglia con opportuni sistemi di vasche di

accumulo a bagno d’acqua, che provvedono anche al loro raffreddamento.

F

er garantire maggior flessibilità al processo, per fare fronte a inevitabili variazioni

di combustione alimentata nelle varie zone della griglia.

P

qualitative dell’alimentazione, è possibile regolare le condizioni di combustione

tramite la modulazione della velocità degli elementi mobili e/o della portata di aria

- 86 -

Page 95: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Il completamento dell’ossidazione dei prodotti di massificazione e pirolisi presenti

nella fase gassosa, proveniente dal letto di materiale posto sulla griglia, avviene

enza, a garantire il completamento

a

ilità così da

nella zona immediatamente superiore alla griglia stessa, che costituisce la camera

di combustione del forno. Essa deve fornire un buon mescolamento tra i gas

provenienti dal letto e l’aria secondaria, assicurando quindi contemporaneamente

adeguate condizioni di turbolenza e disponibilità di ossigeno.

Anche i tempi di residenza dei gas debbono essere idonei; in generale si adottano

valori compresi tra 2 e 5 secondi.

Livelli di temperatura di 850-900oC sono ritenuti sufficienti in corrispondenza di

adeguati tenori di ossigeno (6-8%) e turbol

pressoché totale dell’ossidazione dei componenti organici nei processi di

combustione, minimizzando in tal modo le emissioni di micro e macroinquinanti.

Di recente sperimentazione risultano, inoltre, alcune tecniche finalizzate alla

riduzione delle emissioni degli ossidi di azoto. Le più semplici prevedono un

modifica nella ripartizione dell’aria alimentata, riducendo quella primaria ed

incrementando quella secondaria, in modo da limitare la presenza di ossigeno

nelle zone a temperatura più elevata: ciò richiede un accurato controllo del

processo, per evitare peggioramenti nell’efficienza complessiva di combustione ed

aumenti nelle emissioni di incombusti. Allo stato attuale, gli interventi più

promettenti di riduzione degli NOx, in camera di combustione, appaiono basati su

processi di riduzione selettiva non catalitica (SNCR), tramite l’iniezione di

ammoniaca o urea, supportata con il ricircolo dei fumi, anche in virtù delle loro

capacità di inibire i processi di sintesi “de-novo” responsabili della formazione di

microinquinanti organoclorurati nella fase di raffreddamento dei fumi.

I combustori a griglia mobile possono raggiungere capacità molto elevate e sono

caratterizzati, come già detto, da un’elevata flessibilità e affidab

costituire la tecnologia più referenziata a livello europeo.

- 87 -

Page 96: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Forni a letto fluido

Il combustore a letto fluido è costituito da una camera di combustione all’interno

della quale viene mantenuto un certo quantitativo di materiale inerte (il “letto”), di

solito sabbia silicea, avente dimensione dei grani inferiore a 1mm, tenuto in

sospensione (“fluido”) da una corrente ascendente di aria (che funge anche da

comburente) immessa attraverso una griglia di distribuzione posta sul fondo. Il

movimento del letto di sabbia garantisce un buon contatto comburente-

combustibile, oltre a una notevole uniformità di temperatura e miscelazione, che

contribuiscono a garantire una combustione costante e completa.

Questa apparecchiatura, messa a punto inizialmente nell’industria petrolchimica, è

stata adattata successivamente per l’utilizzo con altri tipi di combustibile

caratterizzati da pezzatura ridotta ed omogenea quali appunto cippato, pellets,

sansa e CDR.

Inoltre questa tecnologia si è largamente diffusa, in altri Paesi, per il trattamento di

fanghi da depurazione di acque reflue, soprattutto per trattamenti combinati di

essiccamento termico e incenerimento, nei quali il calore recuperato è

principalmente destinato alla fase di essiccamento, evitando così l’impiego di

combustibili fossili.

In linea generale i combustori a letto fluido, sulla base della pressione d’esercizio,

si differenziano in letti fluidi a pressione atmosferica e letti in pressione; questi

ultimi applicati a diversi processi in campo industriale, presentano particolare

interesse per la loro potenzialità nel consentire l’integrazione fra la fase di

trattamento termico e quella di recupero energetico, tramite il loro inserimento,

come combustori, in cicli di turbina a gas.

Tuttavia le attuali problematiche nel trattamento dei gas prodotti prima dell’invio in

turbina ne limitano ancora l’applicazione. Nel caso delle biomasse, si adottano

quasi esclusivamente letti a pressione atmosferica.

Nel campo dei letti a pressione atmosferica sono disponibili le due varianti di letto

fluido “bollente” (vedi Figura 4.3) e di letto fluido “circolante” (vedi figura 4.4), in

funzione della velocità di efflusso dell’aria che individua due modalità di

- 88 -

Page 97: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

funzionamento in cui, rispettivamente, il letto rimane in sospensione statica sotto

le azioni contrastanti del peso e della spinta ascensionale oppure viene trascinato

con la corrente gassosa e ricircolato sul fondo dopo essere stato separato

meccanicamente (tramite ad esempio un ciclone) dai fumi di combustione.

La distinzione si basa sui valori della velocità superficiale dell’aria (velocità di

fluidizzazione), definita come rapporto fra la portata d’aria alimentata (riferita, ad

esempio, alle condizioni di temperatura e pressione al di sopra del letto) e la

sezione del letto stesso, che costituisce il parametro che condiziona

significativamente il regime di funzionamento dell’apparecchiatura.

Nei letti fluidi bollenti, nei quali l’aria viene insufflata dal basso ed il combustibile

iniettato dall’alto o lateralmente, si riscontrano velocità di fluidizzazione fino a circa

3m/s mentre nei letti circolanti tale parametro raggiunge anche valori di 8-10m/s

(comunque superiori ai 4-5m/s), determinando un consistente trascinamento del

materiale costituente il letto in uscita dalla camera di combustione, sul fondo della

quale viene reimmesso, dopo la separazione dalla fase gassosa.

A fronte di una configurazione impiantistica più complessa i letti circolanti

presentano turbolenze più elevate, con conseguenti miglioramenti nell’efficienza di

combustione e di scambio termico, nella riduzione delle disomogeneità trasversali.

Essi garantiscono, inoltre, un tempo di contatto molto prolungato, grazie al

ricircolo, che ne consente il funzionamento con carichi termini specifici più elevati

rispetto al letto bollente; i costi maggiori rispetto a questi ultimi, tuttavia, ne

giustificano l’adozione solo per potenzialità piuttosto significative.

Ad ogni modo un altro pregio non trascurabile, per tutti i tipi di combustore a letto

fluido, risulta essere quello di avere tempi di avviamento ridotti e di poter

funzionare anche in discontinuo

- 89 -

Page 98: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Figura 4.3 Schema di funzionamento di un combustore a letto fluido bollente

Figura 4.4 Schema di funzionamento di un combustore a letto fluido circolante

4.3.3 Caldaia-generatore di vapore La caldaia è progettata e dimensionata appositamente per poter bruciare

biomasse, mentre il generatore di vapore, che si compone di corpo cilindrico,

pareti evaporative, surriscaldatore, economizzatore, sistemi di pulizia ed

evacuazione fuliggini e ceneri viene dimensionato in modo tale da garantire i dati

- 90 -

Page 99: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

di progetto richiesti per il buon funzionamento della turbina. Le ceneri vengono

trattate a seconda delle sostanze inquinanti in esse contenute e poi avviate in

discarica o nelle migliori situazioni riutilizzate (ad esempio per compostaggio).

I gas caldi passano nella prima zona della caldaia detta radiante, poi nei

surriscaldatori e infine nella zona convettiva. Durante il percorso, i gas caldi

cedono calore ai tubi della caldaia dove, a seconda delle zone, si ha produzione di

vapore sino al surriscaldamento dello stesso. È molto importante, a seconda del

combustibile utilizzato, avere un particolare disegno della caldaia che permetta di

non avere sporcamenti delle tubazioni o depositi o, peggio ancora, abrasioni dei

tubi in zone particolari dove si hanno ad esempio aumenti delle velocità di

attraversamento dei gas ricchi di sostanze abrasive trascinate in sospensione. Per

ridurre gli effetti dello sporcamento vengono utilizzati diversi sistemi di pulizia,

quali soffiatori a vapore che possono essere retrattili oppure fissi, o sistemi di

pulizia a martelli che percuotendo le tubazioni realizzate in apposite arpe,

provocano delle vibrazioni che favoriscono il distacco di scorie e di quant’altro.

4.3.4 Trattamento fumi ed abbattimento inquinanti I gas vengono trattati con diversi sistemi per ridurre entro i limiti previsti dalla

normativa le emissioni inquinanti.

I sistemi utilizzati prevedono diverse soluzioni tra le quali ricordiamo:

• ciclone: si tratta di un sistema che serve per un abbattimento grossolano

delle polveri e che ha una sua valenza come sistema di protezione per

eliminare eventuali scintille;

• elettrofiltro: permette di raggiungere filtrazioni a livelli molto buoni

dell’ordine di qualche milligrammo per Nm3 di gas. Può essere a secco

oppure ad umido, ma non ha efficacia per i trattamenti chimici;

• filtro a maniche: garantisce un ottima filtrazione dei gas nel rispetto di limiti

molto bassi. Con maniche di tessuto adeguato può anche essere utilizzato

con fumi con temperature particolarmente alte. Ha inoltre un altra

caratteristica: sulle maniche si forma una sorte di strato filtrante che viene

- 91 -

Page 100: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

utilizzato per il completamento delle reazioni chimiche per abbattere cloro,

zolfo ed altri inquinanti.

Per abbattere le sostanze inquinanti (cloro, zolfo, ecc.) si possono utilizzare sia

sistemi a secco che ad umido. Prima dell’immissione in atmosfera i gas vengono

analizzati in continuo per verificarne i loro contenuti inquinanti: HCl, CO, NOx, CO2,

SO2, O2, COT (Carbonio Organico Totale), temperatura e grado di polluzione.

4.3.5 Turbina e impianto di demineralizzazione In caldaia viene prodotto il vapore necessario per la produzione di energia

elettrica. Il vapore, dopo la fase di espansione in turbina, deve essere condensato

per essere poi pompato come acqua in caldaia. La condensazione può essere

realizzata sia tramite un sistema ad acqua sia tramite un sistema ad aria.

Si è diffuso l’utilizzo del sistema ad aria che elimina la tipica colonna di vapore

durante i mesi invernali.

L’impianto prevede inoltre un sistema di preparazione di acqua demineralizzata

necessaria per evitare corrosioni o formazioni di calcare nelle apparecchiature del

ciclo a vapore. L’acqua è inoltre trattata nel degasatore prima di essere pompata

in caldaia per eliminare l’ossigeno che risulta essere particolarmente aggressivo

alle temperature e pressioni di progetto.

4.3.6 Impianti accessori Essi comprendono tutte le opere elettriche (impianto elettrico, sottostazione

elettrica), il sistema di comando e controllo nonché gli uffici, il laboratorio chimico

ed il magazzino.

Nella Tabella 4.3 sono indicati i parametri caratteristici di un impianto a biomassa

relativi alla fase di costruzione.

Nella Tabella 4.4 vengono invece confrontati i parametri, in fase di costruzione,

relativi ai diversi impianti alimentati a FR.

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Page 101: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 4.3 Impianto a biomassa - Parametri della fase di costruzione

Tabella 4.4 Parametri di confronto fra impianti alimentati da FR nella fase di costruzione

4.4 Iter autorizzativoIn questa parte del capitolo, si è cercato di stendere un elenco che comprendesse

gli atti amministrativi necessari per l’avvio dell’impianto, le convenzioni firmate

dall’imprenditore con Enti Locali o con privati, la documentazione necessaria per

ottenere la connessione elettrica ed il tipo di studi ambientali effettuati, al fine di

poter valutare e confrontare le diverse fonti rinnovabili sul piano autorizzativo.

Data la frammentazione delle procedure necessarie e la diversità, a livello

regionale, della normativa esistente, l’elencazione che segue potrebbe non

comprendere alcuni atti richiesti da talune autorità in contesti particolari.

Non eccessivamente gravose sono risultate le procedure necessarie all’avvio di un

impianto a biomasse, pur richiedendo sempre tempi dell’ordine dei 12 mesi per

l’avvio della costruzione dell’impianto e di pochi mesi per la connessione elettrica.

- 93 -

Page 102: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

La normativa di riferimento è ancora in fase di evoluzione e ciò genera qualche

complicazione, Infatti manca, spesso, un metro comune adottato dalle diverse

Province e Regioni d’Italia.

I criteri di valutazione possono così variare a seconda della zona del Paese in cui

l’imprenditore sceglie di operare.

Nella Tabella 4.5 troviamo le principali autorizzazioni da richiedere ai diversi enti.

Tabella 4.5 Impianto a biomassa - Iter autorizzativo

Nella Tabella 4.6 ritroviamo il confronto dei parametri caratteristici, questa volta

relativi all’iter autorizzativo, dei diversi impianti alimentati da FR.

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Page 103: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 4.6 Parametri di confronto fra impianti alimentati da FR nella fase di autorizzazione

La difficoltà maggiore riscontrata durante l’iter autorizzativo è risultata essere

l’ottenimento dell’autorizzazione all’emissioni in atmosfera con richieste di

controllo emissioni teleleggibili; anche se questa non è una procedura standard, è

stata richiesta da alcune amministrazioni.

4.5 Il consenso localePur ritenendola molto importante, la ricerca del consenso locale per un impianto

da fonti rinnovabili, non è quasi mai ricercata dall’imprenditore, soprattutto se

l’intervento sul territorio è di modeste dimensioni. Spesso tuttavia l’imprenditore è

obbligato a intervenire quando si è già in presenza di un conflitto.

Per alcuni versi i processi localizzativi degli impianti produttori di energia da fonti

rinnovabili non differiscono dai più comuni processi che suscitano conflitti

ambientali, come gli impianti per lo smaltimento dei rifiuti, le principali infrastrutture

di trasporto, gli impianti energetici tradizionali: in tutti i casi si assiste all’attivarsi di

un’opposizione locale con connotati NIMBY (not in my back yard, non nel mio

cortile).

In rarissimi casi, fra quelli esaminati, si è riscontrata una ricerca del consenso

locale; nella quasi totalità dei casi, invece, non è stato fatto uso di strumenti per la

ricerca del consenso o sono state organizzate solamente delle piccole campagne

di informazione a progetto ultimato o incontri con comitati di cittadini che si erano

formati a causa della costruzione dell’impianto.

Da questo atteggiamento, più improntato alla correzione in corso d’opera che alla

prevenzione del conflitto, scaturiscono delle insoddisfazioni profonde dei

- 95 -

Page 104: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

proponenti, motivate da un significativo aumento dei tempi di realizzazione

dell’opera (34% dei casi) e dei costi (il 17% degli imprenditori ritiene che i costi

diventino molto superiori e il 10% poco superiori).

Dalle esperienze studiate risulta chiaro come il mostrarsi da parte dell’imprenditore

disponibile, alla presenza sul territorio, al confronto con gli amministratori locali ed

al legame con le caratteristiche produttive e di contesto sociale sin dalla nascita

del progetto, sia la miglior ricetta per garantire il consenso locale.

A livello locale abbiamo osservato barriere e conflitti, spesso di breve durata o

legati a piccole strumentalizzazioni politiche (soprattutto in vista delle elezioni).

Viene inoltre evidenziata dall’analisi dell’esistente un’attitudine, assai diffusa, di

coinvolgere nei processi decisionali prevalentemente gli Enti Locali e in misura

decisamente minore i cittadini (eventualmente organizzati in comitati e

associazioni), anche per un’oggettiva difficoltà a trattare la rappresentatività di

questi ultimi. Sono proprio le opinioni di questi però a influenzare, anche in

maniera significativa, gli orientamenti dei politici che rappresentano gli Enti Locali.

È estremamente difficile stimare i costi delle attività di ricerca del consenso, di

prevenzione e risoluzione dei conflitti perché spesso non vengono conteggiate a

parte; in base ai casi studiati tale costo può raggiungere un massimo del 2% del

costo d’investimento e viene considerato nella voce costi e spese di costruzione

già citata.

In alcune esperienze internazionali tuttavia si è verificato che, laddove fosse

presente una forte opposizione locale, alcuni impianti hanno avuto in media un

costo maggiorato del 30%.

Le proposte di prevenzione e gestione delle conflittualità locali, messe in campo o

auspicate nell’intento di aumentare il grado di accettabilità locale degli impianti

produttori di energia da fonti rinnovabili, si articolano attorno ad alcuni concetti

cardine:

• la necessità di coinvolgere la popolazione locale sia nella fase progettuale

dell’impianto, sia nella fase di gestione e monitoraggio dello stesso. Questo

obiettivo viene perseguito già da alcuni proponenti che si attivano sul

- 96 -

Page 105: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

territorio prescelto, quale sito per il nuovo impianto, con largo anticipo,

curando il rapporto con la comunità, diffondendo video e pubblicazioni nelle

scuole locali, organizzando incontri con gli studenti e con la cittadinanza,

pubblicando interventi sulla stampa locale. Questo favorisce l’instaurarsi di

un rapporto continuativo e diretto con le comunità in quanto l’importante è

tanto ottenere il consenso quanto mantenerlo;

• l’esigenza di implementare le campagne di diffusione dell’informazione

rispetto a rischi e benefici reali dell’utilizzo di fonti rinnovabili, ma anche di

mantenere tale diffusione di informazioni durante l’esercizio, passo dopo

passo, comunicando i risultati e le innovazioni;

• la scelta di collocare gli impianti lontani dalle zone residenziali e dai

paesaggi di pregio;

• la necessità per i proponenti di dimostrare la qualità dei propri impianti

ottenendo una certificazione ISO 14000 o EMAS e proponendo una

progettazione che minimizzi l’impatto ambientale in tutte le sue componenti;

• l’opportunità di favorire la ricaduta dei benefici indotti dagli impianti sul

territorio che li ospita, tutelando i privati oltre che gli enti pubblici

(formazione e utilizzo di manodopera locale, royalties ai Comuni, sostegno

alla progettualità e alle attività locali in settori affini e non, offerta di un

energy service per ottimizzare e minimizzare i consumi locali ecc.);

• predisporre un Piano Regionale di Localizzazione degli impianti. Servono

leggi applicabili, limiti e condizioni vanno fissati a priori da un organo

competente;

• va valorizzata l’opportunità di realizzare molti impianti medio-piccoli (anche

riadattando centrali preesistenti e oggi in disuso), magari più costosi, ma

che diano benefici a livello locale anziché pochi di grosse dimensioni, che

consentono un risparmio ma non una reale spartizione di costi e benefici. In

questo modo si potrebbe ragionare a livello locale anche sull’integrazione di

produzione di energia utilizzando le emissioni per il teleriscaldamento.

- 97 -

Page 106: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Nei due elenchi successivi vengono riportati i punti di forza delle fonti rinnovabili e

i maggiori motivi di conflitto riscontrati durante l’insediamento dell’impianto.

Elenco 4.2 I punti di forza delle rinnovabili

Hanno una ricaduta positiva sull’ambiente dovuta alla mancata emissione di

gas inquinanti (ogni kWh di energia elettrica prodotta mediante fonte

rinnovabile consente di evitare l’immissione in atmosfera di circa 720g di

CO2 altrimenti prodotta tramite combustibili fossili);

Limitano la dipendenza energetica dalle importazioni;

Sono compatibili con l’ambiente, collaudate, sicure e sostenibili;

Sono fonti indipendenti da paesi politicamente instabili;

Portano spesso posti di lavoro in aree solitamente marginali;

Perseguono la diversificazione delle fonti energetiche e sfruttamento delle

potenzialità energetiche del territorio.

Elenco 4.3 Le cause ricorrenti dei conflitti

Sostanziale mancanza di informazione sulla cultura delle fonti rinnovabili.

Spesso gli stessi ambientalisti locali si mostrano diffidenti verso i nuovi

impianti per via di una disinformazione sui benefici locali a lungo termine;

Presunto inquinamento, legato alle emissioni in atmosfera;

Si associano le biomasse ai rifiuti e si genera sfiducia: “e se lo stesso

impianto che oggi viene usato per bruciare le biomasse, dopo aver ottenuto

il consenso collettivo, si mettesse a bruciare rifiuti”?;

Gli oppositori sono spesso proprietari privati legati a minoranze politiche

all’interno degli Enti Locali. È di fatto possibile leggere dietro al conflitto una

querelle locale interna all’amministrazione o tra pubblico e privato legata ad

altre questioni ma che trova, nella localizzazione di un nuovo impianto sul

territorio, un pretesto di rivalsa (alcuni parlano proprio di

strumentalizzazione da parte di alcuni soggetti politici e, altresì, da parte di

alcuni soggetti privati a fini speculativi);

- 98 -

Page 107: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

La mancanza di linee guida e indicazioni rispetto ai siti eleggibili da parte

delle Regioni. Questa lacuna sposta il conflitto dalle sedi istituzionali a

quelle locali allungando i tempi e accrescendo i costi degli interventi,

nonché generando un malcontento difficile da arginare in fase di

realizzazione;

L’impatto legato alla presenza di un cantiere sul territorio che spesso non

rispetta la sensibilità locale, concentra i disagi anziché distribuirli con

gradualità;

Si avanza per opposizioni poco costruttive e non si aprono tavoli di

negoziazione veri e propri .

4.6 Gestione dell’impiantoLa voce costi di gestione comprende quella che viene definita “O & M” (Operation

and Maintenance):

• manutenzione;

• stipendi;

• assicurazioni;

• spesa per prodotti chimici;

• smaltimento ceneri;

• costi vari;

Non vengono considerati, in questa voce di spesa, i costi relativi alla biomassa

combustibile utilizzata.

Il primo dato che colpisce, analizzando le esperienze di centrali a biomasse, è

l’alta occupazione per la gestione dell’impianto, generata da questo tipo di

tecnologia. Le centrali a biomasse, infatti, richiedono personale per la gestione del

combustibile, il caricamento della caldaia e la gestione dei generatori. Nelle

esperienze studiate, centrali di potenza compresa fra 8-15 MW, il personale

impiegato si aggira intorno ai 20 dipendenti a tempo pieno (15 operai, 3 impiegati,

2 dirigenti).

- 99 -

Page 108: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Nelle centrali analizzate si sono rilevati costi di gestione in media pari a 20-25

€/MWh prodotto.

I dati di seguito riportati nella Tabella 4.7, relativi al confronto fra i diversi impianti

alimentati a fonti rinnovabili, prendono a riferimento il fatturato della vendita della

sola energia elettrica e non dei Certificati Verdi, perciò l’analisi è comunque valida

a prescindere dal fatto che l’impianto goda o meno di un programma di

incentivazione.

A titolo esemplificativo si è assunto che la vendita di energia elettrica avvenga ad

un valore di 50 €/MWh, valore leggermente penalizzante rispetto ai valori di

vendita del 2005, ma comunque assolutamente in linea con i riferimenti presi nei

business plan degli impianti.

Tabella 4.7 Parametri di confronto fra impianti alimentati da FR nella fase di esercizio

- 100 -

Page 109: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

4.7 Costo del combustibileDi non facilissima determinazione è il costo del combustibile per un impianto a

biomassa.

A determinarlo concorrono vari fattori alquanto mutevoli:

• qualità della biomassa (umidità e PCI);

• disponibilità sul mercato;

• costo di trasporto della biomassa dal luogo di raccolta o produzione

all’impianto utilizzatore.

Nel capitolo successivo si cercherà di stimare un prezzo medio della sansa

esausta che però conterrà un’aliquota dipendente dal costo di trasporto.

- 101 -

Page 110: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Capitolo 5

Potenziale energetico della sansa esausta in Puglia, valutazione economica ed ambientale di una possibile centrale

Quello che farò in questo capitolo è stimare le quantità di sansa esausta

utilizzabile in Puglia a fini energetici, per arrivare poi ad ipotizzare l’installazione

sul territorio di una o più centrali.

Procederò, inoltre, al calcolo del costo industriale del MWh elettrico prodotto e alla

valutazione di un possibile investimento dal punto di vista ambientale, in termini di

CO2 evitata, ed economica, attraverso opportuni indici economici.

Per la valutazione del quantitativo di sansa prodotta in Puglia si farà riferimento a

quanto esposto nel Capitolo 3, riguardo al processo produttivo della sansa stessa.

Mentre, per la valutazione tecnico economica dell’impianto, si farà riferimento al

Capitolo 4.

5.1 Potenziale energetico della sansa esausta in Puglia Non avendo potuto basare la determinazione del quantitativo di sansa esausta sui

dati riguardanti la produzione dei sansifici pugliesi, ho cercato di ricavarlo con un

procedimento “a ritroso”, partendo dalla quantità di olio di oliva prodotto nella

regione, e applicando poi a questa, i bilanci in massa visti nel dettaglio nel

Capitolo 3.

Essendo la produzione dell’albero dell’ulivo caratterizzata dai cosiddetti anni di

“carica” e di “scarica”, ho considerato il quantitativo prodotto in 4 annate

successive e precisamente dalla campagna olivicola del 2001/2002 a quella del

2004/2005 (dati AGECONTROL). Come dato di partenza ho preso la media della

produzione di olio nella 4 annate (vedi Tabella 5.1).

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Page 111: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 5.1 AGECONTROL: produzione di olio in Puglia

Campagna 2001/2002 2002/2003 2003/2004 2004/2005 Media

Olio prodotto (ton)

262.764 224.285 267.527 338.591 273.292

Ricordiamo nella Figura 5.1 il bilancio in massa relativo all’intero processo di

produzione della sansa, distinguendo tra frantoi tradizionali e continui.

Figura 5.1 Bilancio in massa della produzione di sansa

Noti i bilanci di cui sopra, il primo passo è stato di ricavare, dalla quantità di olio

prodotto, il corrispondente quantitativo di olive molite annualmente in Puglia.

- 103 -

Page 112: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Entrambi i tipi di frantoi danno, in media, lo stesso quantitativo d’olio, ovvero 20 kg

d’olio su 100 kg di olive molite; per cui, il quantitativo di olive molite è presto

calcolato e riportato in Tabella 5.2.

Successivamente ho diviso questo dato per provincia utilizzando le percentuali

medie di olive molite, nelle diverse province pugliesi, nei 4 anni presi in esame.

Tabella 5.2 Olive molite in Puglia divise per provincia

Olive molite Foggia (ton) 13,47% 184.062

Olive molite Bari (ton) 37,98% 518.982

Olive molite Taranto (ton) 7,16% 97.838

Olive molite Brindisi (ton) 14,27% 194.994

Olive molite Lecce (ton) 27,12% 370.584

Olive molite Puglia (ton) 100% 1.366.458

Ancora dai grafici in Figura 5.1 ho estrapolato i rapporti presenti in tabella 5.3.

Come indicato nella stessa tabella, sapendo che il 10% delle olive molite in Puglia

si lavorano in frantoi tradizionali e ben il 90% in frantoi continui, ho ricavato due

coefficienti complessivi che mi hanno permesso di ricavare la quantità di sansa

esausta lorda prodotta in Puglia divisa per provincia. Ho supposto che la

proporzione tra frantoi continui e tradizionali, valida a livello regionale, fosse la

stessa anche a livello provinciale. I risultati sono riassunti in Tabella 5.4.

- 104 -

Page 113: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 5.3 Coefficienti estrapolati dal bilancio in massa della produzione di sansa

FRANTOI TRADIZIONALI

FRANTOI CONTINUI

Olive molite nei frantoi 10% 90%

Sansa vergine/olive molite 0,45 0,6

Sansa esausta/sansa vergine 0,66 0,46

Sansa esausta/olive molite 0,297 0,276

Coefficiente complessivo 0,0297 0,2484

Tabella 5.4 Sansa esausta lorda prodotta in Puglia divisa per provincia

Sansa esausta lorda Foggia ton 51.188Sansa esausta lorda Bari ton 144.329Sansa esausta lorda Taranto ton 27.209Sansa esausta lorda Brindisi ton 54.228Sansa esausta lorda Lecce ton 103.059

Sansa esausta lorda Puglia ton 380.013

Ho specificato sansa esausta “lorda”, poiché, da questa, occorre togliere la parte

utilizzata dal sansificio stesso, per ottenere il calore di processo necessario

all’essiccazione della sansa vergine e all’estrazione dell’olio di sansa.

Stimando che il 40% del quantitativo lordo sia utilizzato dal sansificio, restano le

quantità nette potenzialmente disponibili sul mercato (Tabella 5.5).

Tabella 5.5 Sansa esausta netta disponibile in Puglia divisa per provincia

Sansa esausta Foggia ton 30.713Sansa esausta Bari ton 86.597Sansa esausta Taranto ton 16.325Sansa esausta Brindisi ton 32.537Sansa esausta Lecce ton 61.836

Sansa esausta Puglia ton 228.007

- 105 -

Page 114: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

L’ipotesi che ora andrò a fare, è quella di considerare che tutta la sansa,

disponibile sul mercato, sia utilizzabile per la produzione di energia elettrica.

Questa ipotesi non deve sembrare eccessiva, in virtù delle osservazioni già fatte

nel Capitolo 3, a proposito dell’uso della sansa oggi, e in ogni caso sarà utile per

dare un’idea di quale possa essere la potenza installabile di una o più centrali in

Puglia, qualora tutta questa sansa fosse realmente disponibile.

Ad ogni modo, anche se non si dovesse disporre di tutto questo quantitativo, è

bene ricordare che in una centrale a sansa possono essere bruciati, senza

complicazioni rilevanti, altri combustibili di supporto, quali biomasse legnose e

diversi scarti di lavorazione dell’industria agro-alimentare presenti sul territorio

pugliese, anche se in quantità inferiori alla sansa (vinacce, gusci di mandorle,

noccioli di frutta, ecc.).

Partendo dai dati in Tabella 5.5, considerato un potere calorifico medio per la

sansa pari a 4400 kcal/kg, ho ricavato i potenziali termici a disposizione nelle

diverse province pugliesi riportati in Tabella 5.6.

Tabella 5.6 Potenziale termico disponibile per provincia

Potenziale termico Foggia 13.514

Potenziale termico Bari 38.103

Potenziale termico Taranto 7.183

Potenziale termico Brindisi 14.316

Potenziale termico Lecce 27.208

tep kcal TJ

Potenziale termico Puglia 100.323 1,00E+12 4214

A questo punto, è venuto naturale individuare due “poli della sansa”: uno che

sfrutti i potenziali termici delle province Bari-Foggia, e l’altro quello relativo alle

province Lecce-Brindisi-Taranto.

- 106 -

Page 115: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Così raggruppati, questi due poli hanno all’incirca lo stesso potenziale termico

(vedi Tabella 5.7); si può allora pensare a due centrali della stessa potenza, una

per ogni polo.

Tabella 5.7 Potenziale termico dei due poli della sansa

Potenziale termico centrale Ba-Fg tep 51.616

Potenziale termico centrale Le-Br-Ta tep 48.707

Si noti che, in questi due poli, l’apporto potenziale, rispettivamente di Foggia e

Taranto, è modesto rispetto a quello delle altre province; questo dovrà essere

considerato nel momento in cui si dovrà scegliere la collocazione geografica

dell’insediamento produttivo.

Si rammenti, infatti, che una problematica che rischia di vanificare i vantaggi

economici e ambientali di un impianto a biomassa, è quella concernente i costi e

le emissioni durante il trasporto della biomassa stessa.

Dai potenziali termici delle due ipotetiche centrali ho calcolato la loro producibilità

annua, attraverso l’utilizzo di un rendimento caratteristico medio, tipico di questo

tipo di impianti, pari a 0,25.

I risultati espressi sia in tep che in GWh sono riportati in tabella 5.8.

Tabella 5.8 Producibilità potenziale delle due centrali

Producibilità tep GWh

Centrale Ba-Fg 12.904 150,04

Centrale Le-Br-Ta 12.177 141,58

Successivamente, ipotizzando un totale annuo di ore di funzionamento pari a

7.800, ho ottenuto la potenza media installabile nei due poli riportati in Tabella 5.9.

- 107 -

Page 116: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 5.9 Potenza netta installabile delle due centrali

Potenza netta Ba-Fg MW 19,24

Potenza netta Le-Br-Ta MW 18,15

Da questa prima serie di risultati ottenuti, è possibile ricavare quanta sansa

esausta è necessaria per produrre 1 kWh di energia elettrica:

kg sansa / kWh 0,78

5.2 Costo industriale del MWh prodotto da sansa esausta Partendo dai dati ottenuti nel precedente paragrafo, procederò ora, sotto

opportune e ragionate ipotesi, a stimare il costo industriale del MWh prodotto,

utilizzando sansa esausta come combustibile.

Innanzitutto, tenendo conto dei dati di cui sopra, consideriamo una centrale tipo

che abbia una potenza installata di 18 MW, a cui corrispondono una producibilità

annua di 140.400 MWh e un consumo annuo di 109.767 ton di sansa esausta (cfr

con Tabelle precedenti, in particolare la 5.8).

Tabella 5.10 Dati produttivi della centrale

Potenza netta installata MW 18

Combustibile consumato annualmente ton 109.767

Producibilità annua MWh 140.400

Per il calcolo del costo industriale ho utilizzato la formula seguente:

∑=

−+⋅

++= n

i

tE

ScIgIcCu

1)1( α

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Page 117: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

dove:

• Ic risulta essere l’investimento complessivo attualizzato all’anno di entrata

in servizio dell’impianto, ed è composto dalle voci: costi e spese di

costruzione, progettazione e iter autorizzativo come già analizzato nel

Capitolo 4;

• Ig risulta essere, invece, il costo di gestione dell’impianto, sempre

attualizzato, costituito da voci di spesa quali: manutenzione, stipendi,

assicurazioni, prodotti chimici, smaltimento ceneri, ecc.;

• Sc rappresenta la spesa associata al costo del combustibile e va anche

questa attualizzata:

• E rappresenta la producibilità annua;

• α risulta essere il tasso di attualizzazione;

• n rappresenta gli anni di vita utile dell’impianto.

Nel nostro caso supporremo siano necessari 2 anni per la costruzione

dell’impianto, 15 anni di vita utile e un tasso di attualizzazione del 6% (vedi Tabella

5.9), valore questo, ritenuto realistico da esperti nel settore, nell’attuale situazione

economico- finanziaria.

Tabella 5.11 Dati finanziari per la centrale

Tasso di attualizzazione 0,06

Anni di costruzione (nc) 2

Anni di vita utile (n) 15

Analizziamo singolarmente le voci al numeratore.

- 109 -

Page 118: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

5.2.1 Investimento complessivo attualizzatoCome visto nel Capitolo 4, da un’indagine svolta sugli impianti a biomassa

presenti in Italia, risultano costi di investimento unitario che variano dai 1.200 ai

2.200 €/kW di potenza installata.

Mettiamoci nelle condizioni più severe e ipotizziamo quindi un investimento

unitario pari a 2.200 €/kW, ottenendo così un investimento complessivo, nel nostro

caso, pari a 39.600.000 € ripartito e attualizzato sui due anni di costruzione come

da Tabella 5.12.

Tabella 5.12 Voci d’investimento della centrale

Investimento unitario €/MW 2.200.000

Investimento complessivo € 39.600.000

Progettazione € 1.980.000

Costo e spese di costruzione € 37.224.000

Iter autorizzativo € 396.000

Investimento complessivo attualizzato (Ic) € 42.983.424

Nell’attualizzazione, l’investimento complessivo è stato distribuito, nei due anni di

costruzione, secondo le percentuali rispettivamente del 40% il primo anno e del

60% il secondo anno, avendo realisticamente considerato che le spese maggiori

sono sostenute nell’ultimo anno (acquisto macchinari, ecc.).

5.2.2 Costi di gestioneSempre facendo riferimento agli studi trattati nel Capitolo 4, i costi di gestione

sono stimati nell’intervallo 20-25 €/MWh prodotto.

Questa volta ritenendo la stima un po’ troppo severa, attraverso un’opportuna

analisi dell’entità delle voci di costo relative, ho ritenuto di prendere, come valore

di riferimento, l’estremo inferiore dell’intervallo, e quindi 20 €/MWh; da questo

valore ho ricavato il costo di gestione annuo (risultato pari al 7% circa

- 110 -

Page 119: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

dell’investimento complessivo) e in seguito quello attualizzato nei 15 anni di vita

utile considerati, come mostrato in Tabella 5.13.

Tabella 5.13 Costo di gestione della centrale

Costo di gestione unitario €/MWh 20

Costo di gestione annuo € 2.808.000

Costo di gestione attualizzato (Ig) € 27.271.995

5.2.3 Spesa associata al costo del combustibilePer questa voce sono doverose alcune importanti precisazioni; la prima cosa che

ho ritenuto giusto fare, è considerare questa spesa come somma di due termini:

uno relativo al costo effettivo della sansa esausta, acquistata dai diversi sansifici o

distributori, e l’altro strettamente collegato al costo di trasporto della sansa stessa,

come da riflessioni di cui sopra.

Relativamente al costo della sansa, ho ritenuto valido l’intervallo proposto sia dal

rapporto ITABIA 2003 che dall’ultimo rapporto ENEA 2005 sulle fonti rinnovabili

(vedi bibliografia tesi), il quale era compreso fra 40-50 €/ton, prezzo questo

all’ingrosso.

In effetti, contattando, personalmente, diversi venditori, fra sansifici e distributori,

ho potuto costatare come il prezzo al dettaglio, per piccoli consumatori, fosse

compreso fra i 60-90 €/ton. Ragion per cui mi è sembrato plausibile, stimare un

prezzo medio effettivo, all’ingrosso, di 45 €/ton.

Per quanto riguarda invece, i costi di trasporto, ho dovuto fare alcune ipotesi

preliminari: supponendo di insediare le due centrali di produzione una nel nord-

barese e l’altra a cavallo fra le province di Brindisi e Lecce, dovrei essere in grado

di coprire i vari percorsi sansificio-centrale con una distanza media di 70-80 km.

- 111 -

Page 120: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Infatti, la quasi totalità dei sansifici pugliesi è presente nelle province di Bari,

Brindisi e Lecce.

Questa ipotesi mi è stata indispensabile nel contattare diverse aziende di

trasporto, per richiedere i relativi preventivi, garantendo loro una movimentazione

giornaliera media di oltre 330 ton di sansa al giorno, pari a 12 viaggi di automezzi

da 28 ton, portata massima consentita in Italia (calcolo effettuato considerando il

consumo annuo di combustibile della centrale, riportato in Tabella 5.10.).

Questo mi ha permesso di ottenere un prezzo per il trasporto della sansa,

compreso fra i 5-7 €/ton per percorsi medi di 70-80 km.

Ho preso, come riferimento, un prezzo medio di 6 €/ton, da aggiungere ai 45 €/ton

per una spesa complessiva associata al costo del combustibile pari a 51 €/ton.

Da questo valore ho poi calcolato la spesa annua e il corrispondente valore

attualizzato (vedi Tabella 5.14).

Tabella 5.14 Spesa associata al costo del combustibile della centrale

Costo combustibile unitario €/ton 51

Costo combustibile annuo € 5.598.131

Costo combustibile attualizzato (Sc) € 54.370.441

Disponibilità e stoccaggio della sansa esausta

E’ bene qui effettuare alcune considerazioni riguardo alla disponibilità di sansa

durante l’anno e al suo stoccaggio.

Se è vero che la produzione di olio di oliva, nella nostra regione, è limitata ai mesi

che vanno da Ottobre a Marzo-Aprile ed è concentrata maggiormente nei mesi di

Novembre, Dicembre e Gennaio (considerazioni basate sui quantitativi mensili di

olio comunicati dai frantoi all’AGECONTROL), l’attività dei sansifici è sicuramente

più diluita nell’anno, tanto da coprire, se non tutto, almeno 8-9 mesi l’anno.

- 112 -

Page 121: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Lo stoccaggio della sansa esausta deve avvenire in un luogo chiuso, per non

aumentarne l’umidità, e possibilmente depressurizzato, per evitare l’esalazione di

sostanze maleodoranti.

Le problematiche riguardanti le notevoli quantità di sansa stoccabili durante l’anno,

possono ritenersi ridimensionate, considerando che da un lato, ogni sansificio ha

un suo magazzino di stoccaggio, capace di contenere buona parte della sansa

prodotta durante l’anno, e d’altro canto, ipotizzando un deposito di stoccaggio (al

chiuso e depressurizzato) all’interno della centrale di produzione, attraverso un

adeguato capannone. Infatti, basandomi su realtà effettivamente presenti sul

territorio, è realistico pensare ad un possibile capannone di dimensioni 120 x 80 x

8 metri, avente una superficie utile dell’80% ed un’altezza utile di 5 metri. Questo

capannone riuscirebbe a stoccare una quantità di sansa esausta sufficiente ad

alimentare la centrale per quasi 2 mesi (vedi Tabella 5.15).

Tabella 5.15 Dimensioni e capacità di stoccaggio del capannone

Larghezza capannone m 120

Lunghezza capannone m 80

Altezza capannone m 8

Altezza utile m 5

Peso specifico sansa kg/m3 500

Volume capannone m3 48.000

Volume capannone utilizzabile (80% sup) m3 38.400

Sansa stoccabile ton 19.200

Sansa stoccabile gg di riserva 57

- 113 -

Page 122: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Costo MWhNote ora, tutte le voci della formula del costo industriale vista prima, si ottiene un

valore pari a:

Costo industriale del MWh da sansa €/MWh 91,39

Possiamo confrontare il costo così ottenuto, con quello relativo all’uso di

combustibili tradizionali, quali olio combustibile BTZ, carbone e metano.

Nell’implementare la stessa formula del costo industriale, ho ipotizzato stesso

tasso di attualizzazione, stesse ore di funzionamento annue e stesso numero di

anni di vita utile, già usati nel caso della centrale a sansa, ma naturalmente,

potenza installata e relativa producibilità, ben più elevate, insieme a differenti costi

d’investimento unitario, costi di gestione, rendimenti e spese associate al costo del

combustibile. Nella Tabella 5.16 ritroviamo le ipotesi effettuate per le diverse

centrali e i relativi costi industriali ottenuti.

Tabella 5.16 Costo industriale per centrali a combustibili tradizionali

Combustibile tradizionale u.d.m CARBONE OLIO COMB. METANO

Tasso di attualizz. 0.06 0.06 0.06

Anni di vita utile 15 15 15

Ore di funzion. annue 7800 7800 7800

Potenza installata MW 675 675 675

Investimento unitario (Isp) €/MW 550.000 550.000 400.000

Costo di gestione %Isp 3% 3% 1,7%

Rendimento 37,87% 40,87% 56%

Potere calorifico inf. kcal/kg (kcal/m3) 6.300 10.000 (8.250)

Costo combustibile €/ton (€/m3) 50 350 (0,27)

Costo industriale €/MWh 27,39 83,18 56,45

- 114 -

Page 123: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Osservando i costi industriali così ottenuti (messi visivamente a confronto nella

Figura 5.2), emerge l’alto costo relativo all’uso di olio combustibile, non molto

lontano da quello trovato per la sansa. Mentre, sicuramente più basso è il costo

del MWh prodotto mediante metano e ancor più quello ottenuto dal carbone.

C’è però da sottolineare come, specie per olio combustibile e carbone, le

emissioni di CO2 (e non solo) non sono confrontabili con l’andamento, quasi in

pareggio, relativo alla combustione di biomassa, come vedremo meglio nel

paragrafo successivo.

Figura 5.2 Confronto fra costo industriale del MWh da sansa e da combustibili tradizionali

91,39

27,39

83,18

56,45

0102030405060708090

100

€/M

Wh

Combustibile

Costo industriale MWh

SansaCarboneOlio combustibileMetano

5.3 Emissioni evitate di CO2 nell’ambiente Si è già detto come, utilizzando biomassa come combustibile, il bilancio

complessivo di CO2 immessa nell’atmosfera risulta essere in pareggio: poiché,

tanta anidride carbonica è assorbita (fissata) dalla biomassa durante la sua

crescita, mediante il processo di fotosintesi clorofilliana, altrettanta n’è immessa

nell’ambiente durante la sua combustione, a meno però della CO2 emessa durante

il trasporto e la movimentazione della stessa biomassa. Supponendo allora di

trascurare le emissioni dovute alla movimentazione della sansa in centrale,

proverò a valutare quelle dovute al trasporto.

- 115 -

Page 124: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Valutando poi, opportunamente, la CO2 evitata, arriverò a determinare il saldo

netto di CO2 risparmiata all’ambiente.

Secondo l’ENEA, ad ogni kWh prodotto da fonti rinnovabili, corrisponde una

quantità di CO2 evitata (nel senso che non è immessa nell’ambiente) pari a ben

0,72 kg. Per cui il calcolo della CO2 evitata lorda è presto fatto (vedi Tabella 5.17).

Tabella 5.17 Calcolo della CO2 evitata lorda

CO2 evitata unitaria kg/kWh da FR 0,72

Producibilità annua MWh 140.400

CO2 evitata lorda ton 101.088

Un po’ più laborioso è il calcolo della CO2 immessa nell’ambiente durante il

trasporto. Il dato di partenza risulta essere quello presente nella banca dati del

Sistema Informativo Nazionale Ambientale, reperibile in rete (www.sinanet.apat.it),

relativo alle emissioni di anidride carbonica dovute alla circolazione di automezzi

pesanti. I dati inseriti nel data base, relativi agli automezzi usati per il trasporto di

sansa esausta, sono i seguenti.

• Tipo di veicolo: Heavy Duty Vheichols.

• Categoria di veicolo: Diesel 16-32 ton.

• Tecnologia: 91/542/EEC Stage II.

Conseguentemente il data base ha restituito un valore di CO2 immessa

nell’ambiente pari a 3,137 kg/kg diesel consumato dal veicolo stesso.

Sotto le ipotesi riportate in Tabella 5.18 ho determinato la quantità di CO2 totale

dovuta al trasporto: questa è risultata pari a 585 ton. A questo punto per differenza

ho ricavato il valore netto di CO2 che si è evitato di immettere in atmosfera,

risultato pari a 100.503 ton.

- 116 -

Page 125: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 5.18 Calcolo CO2 da trasporto e CO2 evitata netta

Combustibile consumato annualmente (sansa) ton 109.767

Viaggio medio trasporto A/R km 140

Consumo medio percorso misto km/l 2,5

Trasporto max per camion ton 28

Peso specifico carburante kg/l 0,85

Viaggi a pieno carico (necessari annualmente) 3.920

Consumo totale carburante l 219.535

Emissioni CO2 da trasporto ton 585

CO2 evitata netta ton 100.503

5.4 Valutazione economica dell’investimentoPer impostare un’analisi di valutazione economica occorre innanzitutto

determinare ricavi e costi annuali.

Ricavi I ricavi saranno quelli dovuti alla vendita dei Certificati Verdi e quelli concernenti la

vendita dell’energia elettrica prodotta.

Come valore per il CV, ho preso il prezzo di riferimento stabilito dal GRTN, per

l’anno 2005, pari a 10,892 c€/kWh.

Mentre per il ricavo dalla vendita dell’energia ho considerato il prezzo medio di

acquisto dell’energia elettrica, relativo al mese di Gennaio 2006, pari a 72 €/MWh

(dato GME).

Occorre però considerare che, secondo la normativa vigente, i CV valgono 8 anni.

Dopo l’ottavo anno, qualora l’impianto non abbia goduto di eventuali incentivi

pubblici, potrà ancora usufruire dei CV per altri 4 anni, solo però sul 60% della

produzione complessiva. Tutta la produzione di energia, compresa la quota parte

destinata all’autoconsumo, gode dell’incentivo dei CV.

- 117 -

Page 126: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Per il ricavo dalla vendita dell’energia elettrica, invece, occorre detrarre

l’autoconsumo dalla produzione complessiva. Da quanto detto, ho calcolato i

diversi ricavi annuali riportati in Tabella 5.19.

Tabella 5.19 Ricavi annuali

Ricavo CV €/kWh 0,10892

Ricavo vendita €/kWh 0,072

Autoconsumo % 4,50%

Autoconsumo annuale MWh 6.318

1 - 8 ANNI Ricavo annuale da CV € 15.292.368

Ricavo annuale da vendita € 9.653.904

Ricavo totale annuo € 24.946.272

8 - 12 ANNI Ricavo annuale da CV € 9.175.421

Ricavo annuale da vendita € 9.653.904

Ricavo totale annuo € 18.829.325

OLTRE 12 ANNI Ricavo annuale da vendita € 9.653.904

Ricavo totale annuo € 9.653.904

Costi I costi sono quelli dovuti alla gestione della centrale e all’acquisto del combustibile;

calcolati su base annua sono riportati in Tabella 5.20.

Tabella 5.20 Costi annuali

Costo di gestione annuale € 2.808.000

Costo combustibile annuale € 5.598.131

- 118 -

Page 127: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 119 -

A questo punto noti ricavi e costi, considerato un periodo di ammortamento

dell’investimento complessivo pari a 10 anni, considerato un carico fiscale

complessivo del 48%, con le ipotesi ricordate in Tabella 5.21 mi è stato possibile

implementare la Tabella 5.22 di valutazione economica che mi ha permesso di

estrapolare gli indici economici dell’investimento riportati in Tabella 5.23.

Gli indici che si sono considerati sono i seguenti:

Valore attuale netto

Indice di redditività

Tasso interno di ritorno

Tempo di recupero

VAN IR IRR PBT

Tabella 5.21 Dati sull’investimento

Investimento complessivo € 39.600.000

Anni di ammortamento 10

Ammortamento € 3.960.000

Tasso di attualizzazione 0,06

Tasse % 48%

Page 128: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 120 -

1 2 3 4 5 6 7Tabella 5.22 Analisi dell’investimento (Ipotesi base)

-1 0Voce anno Investimenti k€ 15.840,00 23.760,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27Costi k€ 0,00 0,00 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 0,00 0,00 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69Attualizz. 1,0600 1,0000 0,9434 0,8900 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651CFL_A k€ -16.790,40 -23.760,00 15.603,94 14.720,69 13.887,45 13.101,37 12.359,78 11.660,17 11.000,16CFN_A k€ -16.790,40 -23.760,00 9.907,25 9.346,47 8.817,42 8.318,32 7.847,47 7.403,28 6.984,22

8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 24.946,27 18.829,32 18.829,32 18.829,32 18.829,32 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 16.540,17 10.423,22 10.423,22 10.423,22 10.423,22 1.247,80 1.247,80 1.247,80Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 10.501,69 7.320,88 7.320,88 5.420,08 5.420,08 648,86 648,86 648,86Attualizz. 0,6274 0,5919 0,5584 0,5268 0,4970 0,4688 0,4423 0,4173CFL_A k€ 10.377,51 6.169,49 5.820,27 5.490,82 5.180,02 585,02 551,90 520,67CFN_A k€ 6.588,89 4.333,22 4.087,94 2.855,23 2.693,61 304,21 286,99 270,75

Page 129: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 5.23 Indici economici dell’investimento (Ipotesi base)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 86.478,86 2,13 0,35

Netto 39.494,87 0,97 0,213,42

Figura 5.3 Andamento del Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (Ipotesi base)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

-1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Mili

oni d

i Eur

o

anni

CFL_A CFN_A

Dall’osservazione dei valori degli indici, emerge come l’investimento risulti

senz’altro positivo ed abbia un buon tempo di recupero (PBT), inferiore ai 3 anni e

mezzo.

La positività dell’iniziativa è dovuta essenzialmente, direi meglio, esclusivamente,

all’incentivo dei CV. Infatti, qualora questi non ci fossero, tutti gli indici economici

diverrebbero negativi, come da simulazione successiva.

- 121 -

Page 130: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 122 -

Nelle prossime pagine ho eseguito varie analisi di sensibilità, relative a diverse

situazioni ipotizzate, nella fattispecie:

• Assenza di CV.

• Aumento del prezzo della sansa del 10%.

• Aumento del prezzo della sansa del 20%.

• Tasso di attualizzazione dell’ 8%.

• Tasso di attualizzazione del 10%.

• Aumento dell’investimento complessivo del 10%.

• Aumento dell’investimento complessivo del 20%.

• Riduzione del valore del CV del 10%.

• Riduzione del valore del CV del 20%.

• Valore del CV e del prezzo di vendita dell’energia elettrica pari a 70 €/MWh.

Page 131: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 123 -

Tabella 5.24 Analisi dell’investimento (Ipotesi senza CV) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 15.840,00 23.760,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 9.653,90 9.653,90 9.653,90 9.653,90 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 0,00 0,00 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 0,00 0,00 1.247,80 1.247,80 1.247,80 1.247,80 1.247,80 1.247,80 1.247,80Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 2.549,66 2.549,66 2.549,66 2.549,66 2.549,66 2.549,66 2.549,66Attualizz. 1,0600 1,0000 0,9434 0,8900 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651CFL_A k€ -16.790,40 -23.760,00 1.177,17 1.110,54 1.047,68 988,38 932,43 879,65 829,86CFN_A k€ -16.790,40 -23.760,00 2.405,34 2.269,19 2.140,74 2.019,57 1.905,25 1.797,41 1.695,67 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 9.653,90 9.653,90 9.653,90 9.653,90 9.653,90 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 1.247,80 1.247,80 1.247,80 1.247,80 1.247,80 1.247,80 1.247,80 1.247,80Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 2.549,66 2.549,66 2.549,66 648,86 648,86 648,86 648,86 648,86Attualizz. 0,6274 0,5919 0,5584 0,5268 0,4970 0,4688 0,4423 0,4173CFL_A k€ 782,89 738,57 696,77 657,33 620,12 585,02 551,90 520,67CFN_A k€ 1.599,69 1.509,14 1.423,72 341,81 322,46 304,21 286,99 270,75

Page 132: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 124 -

Tabella 5.25 Indici economici dell’investimento (Ipotesi senza CV)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo -28.431,42 -0,70 !

Netto -20.258,48 -0,50 !32,50

Figura 5.4 Andamento del Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni(Ipotesi senza CV)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

-1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Mili

oni d

i Eur

o

CFL_A

anni

CFN_A

Page 133: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 125 -

Tabella 5.26 Analisi dell’investimento (Ipotesi prezzo sansa +10%) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 15.840,00 23.760,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27Costi k€ 0,00 0,00 8.965,94 8.965,94 8.965,94 8.965,94 8.965,94 8.965,94 8.965,94CFL k€ 0,00 0,00 15.980,33 15.980,33 15.980,33 15.980,33 15.980,33 15.980,33 15.980,33Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 10.210,57 10.210,57 10.210,57 10.210,57 10.210,57 10.210,57 10.210,57Attualizz. 1,0600 1,0000 0,9434 0,8900 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651CFL_A k€ -16.790,40 -23.760,00 15.075,78 14.222,44 13.417,39 12.657,92 11.941,43 11.265,50 10.627,83CFN_A k€ -16.790,40 -23.760,00 9.632,61 9.087,37 8.572,99 8.087,73 7.629,93 7.198,05 6.790,61 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 24.946,27 18.829,32 18.829,32 18.829,32 18.829,32 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 8.965,94 8.965,94 8.965,94 8.965,94 8.965,94 8.965,94 8.965,94 8.965,94CFL k€ 15.980,33 9.863,38 9.863,38 9.863,38 9.863,38 687,96 687,96 687,96Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 10.210,57 7.029,76 7.029,76 5.128,96 5.128,96 357,74 357,74 357,74Attualizz. 0,6274 0,5919 0,5584 0,5268 0,4970 0,4688 0,4423 0,4173CFL_A k€ 10.026,26 5.838,12 5.507,66 5.195,91 4.901,80 322,54 304,29 287,06CFN_A k€ 6.406,24 4.160,90 3.925,38 2.701,87 2.548,93 167,72 158,23 149,27

Costo industriale MWh (€/MWh) 95,38

Page 134: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 126 -

Tabella 5.27 Indici economici dell’investimento (Ipotesi prezzo sansa +10%)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 81.041,51 2,00 0,34

Netto 36.667,45 0,90 0,203,59

Figura 5.5 Andamento Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (prezzo sansa +10%)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

-1 0 1 2 3 4 5

Mili

oni d

i Eur

o

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

anni

CFL_A CFN_A

Page 135: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 127 -

Tabella 5.28 Analisi dell’investimento (Ipotesi prezzo sansa +20%) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 15.840,00 23.760,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27Costi k€ 0,00 0,00 9.525,76 9.525,76 9.525,76 9.525,76 9.525,76 9.525,76 9.525,76CFL k€ 0,00 0,00 15.420,52 15.420,52 15.420,52 15.420,52 15.420,52 15.420,52 15.420,52Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 9.919,47 9.919,47 9.919,47 9.919,47 9.919,47 9.919,47 9.919,47Attualizz. 1,0600 1,0000 0,9434 0,8900 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651CFL_A k€ -16.790,40 -23.760,00 14.547,66 13.724,20 12.947,36 12.214,49 11.523,11 10.870,85 10.255,52CFN_A k€ -16.790,40 -23.760,00 9.357,99 8.828,29 8.328,58 7.857,15 7.412,40 6.992,83 6.597,01 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 24.946,27 18.829,32 18.829,32 18.829,32 18.829,32 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 9.525,76 9.525,76 9.525,76 9.525,76 9.525,76 9.525,76 9.525,76 9.525,76CFL k€ 15.420,52 9.303,57 9.303,57 9.303,57 9.303,57 128,15 128,15 128,15Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 9.919,47 6.738,65 6.738,65 4.837,85 4.837,85 66,64 66,64 66,64Attualizz. 0,6274 0,5919 0,5584 0,5268 0,4970 0,4688 0,4423 0,4173CFL_A k€ 9.675,02 5.506,77 5.195,06 4.901,00 4.623,59 60,08 56,68 53,47CFN_A k€ 6.223,60 3.988,60 3.762,83 2.548,52 2.404,27 31,24 29,47 27,81

Costo industriale MWh (€/MWh) 99,37

Page 136: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 128 -

Tabella 5.29 Indici economici dell’investimento (Ipotesi prezzo sansa +20%)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 75.604,47 1,86 0,32

Netto 33.840,19 0,83 0,193,78

Figura 5.6 Andamento Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (prezzo sansa +20%)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

-1 0 1 2 3 4 5 6

Mili

oni d

i Eur

o

7 8 9 10 11 12 13 14 15

anni

CFL_A CFN_A

Page 137: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 129 -

Tabella 5.30 Analisi dell’investimento (Ipotesi tasso di attualizzazione 8%) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 15.840,00 23.760,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27Costi k€ 0,00 0,00 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 0,00 0,00 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69Attualizz. 1,0800 1,0000 0,9259 0,8573 0,7938 0,7350 0,6806 0,6302 0,5835CFL_A k€ -17.107,20 -23.760,00 15.314,97 14.180,53 13.130,12 12.157,52 11.256,96 10.423,11 9.651,03CFN_A k€ -17.107,20 -23.760,00 9.723,79 9.003,51 8.336,58 7.719,06 7.147,27 6.617,85 6.127,63 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 24.946,27 18.829,32 18.829,32 18.829,32 18.829,32 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 16.540,17 10.423,22 10.423,22 10.423,22 10.423,22 1.247,80 1.247,80 1.247,80Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 10.501,69 7.320,88 7.320,88 5.420,08 5.420,08 648,86 648,86 648,86Attualizz. 0,5403 0,5002 0,4632 0,4289 0,3971 0,3677 0,3405 0,3152CFL_A k€ 8.936,14 5.214,21 4.827,97 4.470,34 4.139,21 458,81 424,83 393,36CFN_A k€ 5.673,74 3.662,26 3.390,98 2.324,58 2.152,39 238,58 220,91 204,55

Costo industriale MWh (€/MWh) 96,90

Page 138: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 130 -

Tabella 5.31 Indici economici dell’investimento (Ipotesi tasso di attualizzazione 8%)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 74.111,92 1,81 0,35

Netto 31.676,47 0,78 0,213,45

Figura 5.7 Andamento del Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (Ipotesi α=8%)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

-1 0 1 2 3 4 5

Mili

oni d

i Eur

o

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

anni

CFL_A CFN_A

Page 139: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 131 -

Tabella 5.32 Analisi dell’investimento (Ipotesi tasso di attualizzazione 10%) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 15.840,00 23.760,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27Costi k€ 0,00 0,00 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 0,00 0,00 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69Attualizz. 1,1000 1,0000 0,9091 0,8264 0,7513 0,6830 0,6209 0,5645 0,5132CFL_A k€ -17.424,00 -23.760,00 15.036,52 13.669,56 12.426,88 11.297,16 10.270,15 9.336,50 8.487,72CFN_A k€ -17.424,00 -23.760,00 9.546,99 8.679,08 7.890,07 7.172,80 6.520,72 5.927,93 5.389,03 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 24.946,27 18.829,32 18.829,32 18.829,32 18.829,32 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 16.540,17 10.423,22 10.423,22 10.423,22 10.423,22 1.247,80 1.247,80 1.247,80Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 10.501,69 7.320,88 7.320,88 5.420,08 5.420,08 648,86 648,86 648,86Attualizz. 0,4665 0,4241 0,3855 0,3505 0,3186 0,2897 0,2633 0,2394CFL_A k€ 7.716,11 4.420,46 4.018,60 3.653,28 3.321,16 361,44 328,59 298,71CFN_A k€ 4.899,12 3.104,77 2.822,51 1.899,70 1.727,00 187,95 170,86 155,33

Costo industriale MWh (€/MWh) 102,29

Page 140: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 132 -

Tabella 5.33 Indici economici dell’investimento (Ipotesi tasso di attualizzazione 10%)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 63.458,85 1,54 0,35

Netto 24.909,87 0,60 0,213,48

Figura 5.8 Andamento del Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (Ipotesi α=10%)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

-1 0 1 2 3 4 5

Mili

oni d

i Eur

o

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

anni

CFL_A CFN_A

Page 141: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 133 -

Tabella 5.34 Analisi dell’investimento (Ipotesi investimento complessivo +10%) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 17.424,00 26.136,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27Costi k€ 0,00 0,00 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 0,00 0,00 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69Attualizz. 1,0600 1,0000 0,9434 0,8900 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651CFL_A k€ -18.469,44 -26.136,00 15.603,94 14.720,69 13.887,45 13.101,37 12.359,78 11.660,17 11.000,16CFN_A k€ -18.469,44 -26.136,00 9.907,25 9.346,47 8.817,42 8.318,32 7.847,47 7.403,28 6.984,22 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 24.946,27 18.829,32 18.829,32 18.829,32 18.829,32 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 16.540,17 10.423,22 10.423,22 10.423,22 10.423,22 1.247,80 1.247,80 1.247,80Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 10.501,69 7.320,88 7.320,88 5.420,08 5.420,08 648,86 648,86 648,86Attualizz. 0,6274 0,5919 0,5584 0,5268 0,4970 0,4688 0,4423 0,4173CFL_A k€ 10.377,51 6.169,49 5.820,27 5.490,82 5.180,02 585,02 551,90 520,67CFN_A k€ 6.588,89 4.333,22 4.087,94 2.855,23 2.693,61 304,21 286,99 270,75

Costo industriale MWh (€/MWh) 94,55

Page 142: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 134 -

Tabella 5.35 Indici economici dell’investimento (Ipotesi investimento complessivo +10%)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 82.423,82 1,85 0,32

Netto 35.439,83 0,79 0,193,76

Figura 5.9 Andamento Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (Ipotesi investimento complessivo +10%)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

-1 0 1 2 3 4 5

Mili

oni d

i Eur

o

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

anni

CFL_A CFN_A

Page 143: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 135 -

Tabella 5.36 Analisi dell’investimento (Ipotesi investimento complessivo +20%) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 19.008,00 28.512,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27 24.946,27Costi k€ 0,00 0,00 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 0,00 0,00 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17 16.540,17Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69 10.501,69Attualizz. 1,0600 1,0000 0,9434 0,8900 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651CFL_A k€ -20.148,48 -28.512,00 15.603,94 14.720,69 13.887,45 13.101,37 12.359,78 11.660,17 11.000,16CFN_A k€ -20.148,48 -28.512,00 9.907,25 9.346,47 8.817,42 8.318,32 7.847,47 7.403,28 6.984,22 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 24.946,27 18.829,32 18.829,32 18.829,32 18.829,32 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 16.540,17 10.423,22 10.423,22 10.423,22 10.423,22 1.247,80 1.247,80 1.247,80Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 10.501,69 7.320,88 7.320,88 5.420,08 5.420,08 648,86 648,86 648,86Attualizz. 0,6274 0,5919 0,5584 0,5268 0,4970 0,4688 0,4423 0,4173CFL_A k€ 10.377,51 6.169,49 5.820,27 5.490,82 5.180,02 585,02 551,90 520,67CFN_A k€ 6.588,89 4.333,22 4.087,94 2.855,23 2.693,61 304,21 286,99 270,75

Costo industriale MWh (€/MWh) 97,70

Page 144: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 136 -

Tabella 5.37 Indici economici dell’investimento (Ipotesi investimento complessivo +20%)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 78.368,78 1,61 0,29

Netto 31.384,79 0,64 0,164,11

Figura 5.10 Andamento Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (Ipotesi investimento complessivo +20%)

Andamento Cash Flow

-35,00

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

-1 0 1 2 3 4 5 6

Mili

oni d

i Eur

o

a

7 8 9 10 11 12 13 14 15

nni

CFL_A CFN_A

Page 145: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 137 -

Tabella 5.38 Analisi dell’investimento (Ipotesi CV -10%) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 15.840,00 23.760,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 23.417,04 23.417,04 23.417,04 23.417,04 23.417,04 23.417,04 23.417,04Costi k€ 0,00 0,00 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 0,00 0,00 15.010,94 15.010,94 15.010,94 15.010,94 15.010,94 15.010,94 15.010,94Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 9.706,49 9.706,49 9.706,49 9.706,49 9.706,49 9.706,49 9.706,49Attualizz. 1,0600 1,0000 0,9434 0,8900 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651CFL_A k€ -16.790,40 -23.760,00 14.161,26 13.359,68 12.603,47 11.890,07 11.217,04 10.582,12 9.983,13CFN_A k€ -16.790,40 -23.760,00 9.157,06 8.638,74 8.149,75 7.688,45 7.253,25 6.842,69 6.455,37 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 23.417,04 17.911,78 17.911,78 17.911,78 17.911,78 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 15.010,94 9.505,68 9.505,68 9.505,68 9.505,68 1.247,80 1.247,80 1.247,80Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 9.706,49 6.843,76 6.843,76 4.942,96 4.942,96 648,86 648,86 648,86Attualizz. 0,6274 0,5919 0,5584 0,5268 0,4970 0,4688 0,4423 0,4173CFL_A k€ 9.418,05 5.626,40 5.307,92 5.007,48 4.724,03 585,02 551,90 520,67CFN_A k€ 6.089,97 4.050,81 3.821,52 2.603,89 2.456,50 304,21 286,99 270,75

Page 146: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 138 -

Tabella 5.39 Indici economici dell’investimento (Ipotesi CV -10%)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 74.987,84 1,85 0,32

Netto 33.519,54 0,83 0,193,76

Figura 5.11 Andamento Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (Ipotesi CV -10%)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

-1 0 1 2 3 4 5

Mili

oni d

i Eur

o

6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

anni

CFL_A CFN_A

Page 147: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 139 -

Tabella 5.40 Analisi dell’investimento (Ipotesi CV -20%) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 15.840,00 23.760,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 21.887,80 21.887,80 21.887,80 21.887,80 21.887,80 21.887,80 21.887,80Costi k€ 0,00 0,00 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 0,00 0,00 13.481,70 13.481,70 13.481,70 13.481,70 13.481,70 13.481,70 13.481,70Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 8.911,28 8.911,28 8.911,28 8.911,28 8.911,28 8.911,28 8.911,28Attualizz. 1,0600 1,0000 0,9434 0,8900 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651CFL_A k€ -16.790,40 -23.760,00 12.718,58 11.998,66 11.319,49 10.678,77 10.074,31 9.504,07 8.966,10CFN_A k€ -16.790,40 -23.760,00 8.406,87 7.931,01 7.482,09 7.058,57 6.659,03 6.282,10 5.926,51 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 21.887,80 16.994,24 16.994,24 16.994,24 16.994,24 9.653,90 9.653,90 9.653,90Costi k€ 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 13.481,70 8.588,14 8.588,14 8.588,14 8.588,14 1.247,80 1.247,80 1.247,80Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 8.911,28 6.366,63 6.366,63 4.465,83 4.465,83 648,86 648,86 648,86Attualizz. 0,6274 0,5919 0,5584 0,5268 0,4970 0,4688 0,4423 0,4173CFL_A k€ 8.458,58 5.083,31 4.795,57 4.524,13 4.268,04 585,02 551,90 520,67CFN_A k€ 5.591,05 3.768,40 3.555,09 2.352,55 2.219,38 304,21 286,99 270,75

Page 148: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 140 -

Tabella 5.41 Indici economici dell’investimento (Ipotesi CV -20%)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 63.496,80 1,57 0,28

Netto 27.544,20 0,68 0,174,17

Figura 5.12 Andamento Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (Ipotesi CV -20%)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

-1 0 1 2 3 4 5 6

Mili

oni d

i Eur

o

7 8 9 10 11 12 13 14 15

anni

CFL_A CFN_A

Page 149: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

- 141 -

Tabella 5.42 Analisi dell’investimento (Ipotesi valore CV e prezzo kWh a 7 c€/kWh) Voce anno -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Investimenti k€ 15.840,00 23.760,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 0,00 0,00 19.213,74 19.213,74 19.213,74 19.213,74 19.213,74 19.213,74 19.213,74Costi k€ 0,00 0,00 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 0,00 0,00 10.807,64 10.807,64 10.807,64 10.807,64 10.807,64 10.807,64 10.807,64Ammort. 0,00 0,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00 3.960,00CFN k€ 0,00 0,00 7.520,77 7.520,77 7.520,77 7.520,77 7.520,77 7.520,77 7.520,77Attualizz. 1,0600 1,0000 0,9434 0,8900 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651CFL_A k€ -16.790,40 -23.760,00 10.195,89 9.618,76 9.074,30 8.560,66 8.076,10 7.618,96 7.187,70CFN_A k€ -16.790,40 -23.760,00 7.095,07 6.693,46 6.314,59 5.957,16 5.619,96 5.301,85 5.001,74 8 9 10 11 12 13 14 15Investimenti k€ 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00Ricavi k€ 19.213,74 15.282,54 15.282,54 15.282,54 15.282,54 9.385,74 9.385,74 9.385,74Costi k€ 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10 8.406,10CFL k€ 10.807,64 6.876,44 6.876,44 6.876,44 6.876,44 979,64 979,64 979,64Ammort. 3.960,00 3.960,00 3.960,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00CFN k€ 7.520,77 5.476,55 5.476,55 3.575,75 3.575,75 509,41 509,41 509,41Attualizz. 0,6274 0,5919 0,5584 0,5268 0,4970 0,4688 0,4423 0,4173CFL_A k€ 6.780,85 4.070,15 3.839,77 3.622,42 3.417,38 459,29 433,30 408,77CFN_A k€ 4.718,63 3.241,56 3.058,08 1.883,66 1.777,04 238,83 225,31 212,56

Page 150: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Tabella 5.43 Indici economici dell’investimento (Ipotesi valore CV e prezzo kWh a 7 c€/kWh)

INDICE VAN IR IRR PBT

k€ anni

Lordo 42.813,90 1,06 0,22

Netto 16.768,09 0,41 0,135,20

Figura 5.13 Andamento del Cash Flow attualizzato, lordo e netto, negli anni (Ipotesi valore CV e prezzo kWh a 7 c€/kWh)

Andamento Cash Flow

-30,00

-25,00

-20,00

-15,00

-10,00

-5,00

0,00

5,00

10,00

15,00

-1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Mili

oni d

i Eur

o

anni

CFL_A CFN_A

- 142 -

Page 151: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

5.5 ConclusioniDai risultati ottenuti, certamente significativa, è la confrontabilità del valore del

costo industriale del MWh prodotto da sansa esausta, con quello prodotto da olio

combustibile, dimostrazione, qualora ce ne fosse stato bisogno, dell’insostenibilità

economica, oltre che ambientale, di un parco centrali basato sul petrolio.

Rilevante risulta essere la qualità degli indici economici emersi sia nell’ipotesi

base, sia nelle altre ipotesi considerate, tutte peggiorative.

Mi si permetta di dire che questa convenienza economica potrebbe spiegare la

notevole difficoltà, riscontrata durante la stesura della tesi, nel reperire

informazioni anche minime relative alle centrali a biomassa esistenti sul territorio

pugliese e non.

Se si esclude, infatti, il caso di assenza di CV, tutte le analisi di sensibilità

effettuate continuano a dare indici positivi e tempi di ritorno che, quasi mai,

superano i 4 anni.

La situazione peggiore si è riscontrata considerando il valore del CV uguale al

prezzo di vendita dell’energia elettrica, attualmente sull’ordine dei 7 c€/kWh. In

queste condizioni, infatti, tutti gli indici, pur restando positivi, si abbassano

notevolmente e il tempo di recupero supera i 5 anni.

Questo fenomeno è sintomatico del fatto che la convenienza economica,

riscontrata nell’investimento, è subordinata all’esistenza dell’incentivo del CV.

Senza di questo, come visto, l’iniziativa risulterebbe insostenibile dal punto di vista

economico.

D’altronde, in un ottica che miri al raggiungimento degli obiettivi del protocollo di

Kyoto, è non solo auspicabile, ma necessario, che si continui ad applicare questo

tipo di incentivo, prestando molta attenzione a far sì che non si riduca, così da

renderlo inefficace.

“Forzare” il mercato energetico con quote minime obbligatorie di produzione di

energia elettrica da FR, incentivando la produzione e non tanto o non solo,

l’impianto di produzione, sembrerebbe essere una strada che sta dando buoni

- 143 -

Page 152: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

risultati. Ci sarebbe ancora da chiedersi, se e quando, questa strategia possa

portare ad una saturazione della domanda.

Risulta allora, altresì necessario, cercare di governare l’offerta energetica

attraverso piani energetici, ai diversi livelli istituzionali, che puntino alla

valorizzazione delle potenzialità locali, anche se questo portasse a minori

convenienze economiche.

L’utilizzo delle risorse locali nell’ambito delle FR, insieme all’attuazione di una

seria politica di risparmio energetico, potrebbero costituire un primo e decisivo

passo in avanti, sul percorso del raggiungimento degli obiettivi di Kyoto, che oggi

appaiono molto distanti.

- 144 -

Page 153: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

Bibliografia

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e l’ambiente, 2003.

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2005.

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rinnovabili in Italia, 2004.

GRTN (Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale), Bollettino per l’anno

2004.

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dimensioni per la produzione di elettricità, 2003.

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ITABIA (Italian Biomass Association), ANPA (Agenzia Nazionale per la Protezione dell’Ambiente, ora APAT, Agenzia per la Protezione dell’Ambiente e del Territorio), Biomasse agricole e forestali, rifiuti organici: fonti

di energia rinnovabile. Stato dell’arte e prospettive di sviluppo a livello nazionale,

2001.

OGCA (Osservatorio Gestione Conflitti Ambientali), Centro di ricerche Avanzi e APER (Associazione Produttori Energia da fonti Rinnovabili), Fonti energetiche rinnovabili e accettabilità locale. Cause dinamiche e strategie

per la ricomposizione dei conflitti, 2003.

OGCA (Osservatorio Gestione Conflitti Ambientali), Centro di ricerche Avanzi e APER (Associazione Produttori Energia da fonti Rinnovabili),

Il decalogo per favorire l’accettabilità degli impianti di produzione di energia da

fonti energetiche rinnovabili, Ottobre 2003.

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Page 155: Produzione Di Energia Elettrica Da Biomassa

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www.aper.it (Associazione Produttori Energia da fonti Rinnovabili);

www.fire.it (Federazione Italiana per l’uso Razionale dell’Energia);

www.fiper.it (Federazione Italiana Produttori di Energia da Fonti Rinnovabili);

www.worldenergy.org (WEC World Energy Council);

www.iea.org (International Energy Agency);

www.grtn.it (Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale);

www.mercatoelettrico.org (Gestore del Mercato Elettrico nazionale);

www.energoclub.it (Movimento d'opinione e di ricerca per promuovere la

riconversione del sistema energetico);

http://europa.eu.int/comm/energy/index_it.html (Commissione Europea: settore

energia);

www.certificativerdi.it (Sito di compravendita dei CV);

www.fonti-rinnovabili.it (Legambiente per le fonti energetiche rinnovabili);

http://www.apat.gov.it/ (Agenzia per la Protezione dell’Ambiente e del Territorio);

www.cti2000.it (Comitato Termotecnico Italiano);

www.minambiente.it (Ministro dell’Ambiente e della Tutela del Territorio).

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