Scenari di esercizio in grid-parity post 2015, per impianti biogas

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Autore: Alessandro Caffarelli – Vice President

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SOMMARIO

1.1 Obiettivi 3

1.2 Sintesi evolutiva del sistema incentivante associato all’utilizzo di biogas 3 1.3 Ipotesi di lavoro 3

1.4 Sensitivity analysis 5

1.5 Conclusioni 5

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1.1 Obiettivi

L’obiettivo del presente studio è stimare il chiavi in mano €/kW di impianti biogas nell’ipotesi di esercizio in Grid-Parity (GP) post-2015 (senza tariffa incentivante), in riferimento al quale è possibile generare un IRR% (1), equivalente a quello stimabile nell’ultima finestra temporale di applicazione del sistema tariffario onnicomprensivo (Goal.1). A tal fine si è realizzata una sensitivity analysis al variare della coppia di parametri [€/kW; % autonsumo] (2)

1.2 Sintesi evolutiva del sistema incentivante associato all’utilizzo di biogas

L’entrata in vigore del D.M. 6 luglio 2012 (decreto FER), ha modificato l’architettura incentivante associata alla produzione di energia elettrica da biogasimpianti, orientando il settore verso soluzioni sempre più rispettose del concetto di generazione distribuita. Il vecchio impianto incentivante [Feed-in Tariff “TO”=0,28 euro/kWh; Potenza≤1MW; orizzonte tariffario 15 anni], non distinguendo tra prodotti e sottoprodotti biologici in alimentazione al digestore, se da un lato ha favorito anche realizzazioni “off-shore” con il trascinamento di esternalità negative (1MW, circa 500 Ha di colture dedicate Fig.1), dall’altro ha contribuito all’esplosione del settore con circa 1.000 impianti in esercizio alla fine del 2012, con conseguente riduzione del valore €/kW. L’entrata in vigore del decreto FER per il biogas (tetto di potenza incentivabile per il 2014 pari a 160 MW), valido fino a tutto il 2015, orizzonte tariffario esteso a 20 anni, prevedendo tariffe più alte 1) per l’utilizzo di sottoprodotti di origine animale/vegetale, 2) al diminuire della classe di potenza dell’impianto, ha di fatto orientato il mercato verso soluzioni sempre più “miniaturizzate” (obbligo di iscrizione al registro GSE per potenze superiori a 100 kW), mitigando tra l’altro l’impronta ambientale impiantistica, grazie ad un uso razionale dell’ingestato/digestato (tariffa onnicomprensiva massima per max 30% in massa di prodotti derivanti da colture dedicate). Il recente D.M. 5 dicembre 2013, ha aggiunto poi una periferica alla struttura incentivante: l’upgrading del biogas. Il biometano incentivato potrà essere utilizzato per l’iniezione nella rete-gas, per utilizzo cogenerativo CAR, mentre nel comparto dell'autotrasporto potrà essere utile per raggiungere l'obiettivo al 2020 del 10% di energia rinnovabile nei trasporti. Attualmente l'Italia è il Paese europeo con più mezzi alimentati a metano: oltre 600 mila. Ma la to-do-list per rendere di fatto operativo il decreto, è ancora aperta: si attendono le delibere dell’AEEG e le regole tecniche del GSE (Fig.2).

1.3 Ipotesi di lavoro

In un precedente studio elaborato da Intellienergia-spinoff Uniroma2, si è valutata la bancabilità di un progetto per la realizzazione di un impianto biogas, nell’attraversamento dell’orizzonte temporale 2012/2015, focalizzando l’attenzione su di una potenza nominale pari a 250 kW, standard di riferimento determinato dall’effetto switching tariffario in riferimento ai 300 kW. In particolare nel passaggio 20122013, coincidente con la modifica dell’architettura incentivante (riduzione della TO ed espansione dell’arco temporale incentivante da 15 a 20 anni), era possibile osservare una diminuzione dell’IRR% di circa 3 punti percentuali, avendo posto pari a 6.600,00€/kW, per la classe di potenza 250 kW, l’offerta chiavi in mano censita nel quadrimestre [11/12-2012,01/02-2013]. Nel passaggio dei successivi periodi incentivanti, si stimava una diminuzione dell’IRR% pari a circa mezzo punto percentuale, con tendenza alla stabilizzazione (Fig.3), Il Goal.1, obiettivo del presente articolo, è stato realizzato nel rispetto delle ipotesi di lavoro elencate a seguire Ciente produttore: azienda agro-zootecnica (a cui è associato il relativo profilo fiscale), proprietaria al 100% di effluenti zootecnici e terreni per produzione insilati, posizionati entro 1 km di distanza max dalla centrale biogas. Allevamento bovini sul posto. Potenza impianto: si è posta l’attenzione su di una potenza nominale pari a 100 kW, in ragione dell’effetto “bypass registro” nell’applicazione dell’ultimo biennio tariffario TO

1 Internal Rate of Return of an investment 2 Sensitivity Analysis e Capital-Budgeting eseguite con evoluzione software Biosim_Pro1.0, “Sistemi a biomasse,

Bocci, Caffarelli, D’Amato, Villarini – 2011 – Maggioli editore”

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Biomasse a disposizione: quantitativo idoneo per un erogazione potenza 100 kW. Percentuali dieta: - letame bovino maturo: 9,43%; - liquame bovino da carne: 83,02% - silomais: 7,55% Si segnalano due calcolatori web gratuiti, per la stima della potenza elettrica estraibile in riferimento ai quantitativi e tipologie di bimoasse a disposizione:

- http://www.tpenergy.eu/pages_ita/raccoltadati/calcola_risultati.php - http://www.impiantidicogenerazione.com/calcola-letame-liquame_144.htm

Costi input al digestore: - Costo colturale insilati, compreso trasporto al digestore max distanza 1 km da impianto biogas: 30 €/t - Costo logistica effluenti zootecnici al digestore: 1 €/t (allevamento bovini sul posto) Costi output dal digestore: - Costo spandimento digestato fase solida (85% dell’input al digestore) su terreni limitrofi entro 1 km di distanza da centrale biogas: 1€/t - Costo spandimento digestato fase liquida (95% dell’input al digestore) al netto della quota re-immessa nel processo fermentativo ( circa 55% del liquame iniziale) su terreni entro 1 km di distanza da centrale biogas: 1€/t Strutture incentivanti e di regolazione commerciale dell’energia termoelettrica prodotto e scambiata con la rete: - Scenario 2013-2015 Tariffa Onnicomprensiva 0,236 €/kWh per 20 anni al 2013 (-2% per anni successivi) - Scenario post 2015 esercizio in Grid-Parity, off-feed, in regime di Ritiro Dedicato (RiD) al prezzo zonale orario medio (PZ). Nell’esercizio in RiD si è valorizzata pari a 13 c€/kWh l’energia auto-consumata, mentre il surplus iniettato in rete, per effetto del continuo aggiornamento che coinvolge i Prezzi Minimi Garantiti (PMG), si è deciso di valorizzarlo al PZ assunto in forma conservativa pari al valore minimo tra i valori medi zonali (PZ=69,37 €/MWh, Zona Nord, Fig.4) registrati nel periodo t1 (t1=gennaio 2008 luglio 2013). Valorizzazione energia termica solo per autoconsumo necessario al funzionamento del biogasimpianto Producibilità: Ore equivalenti nette 7.580,30 kWh/kW (al netto della copertura consumi ausiliari impianto, perdite nei sistemi di trasformazione etc) Autoconsumo: variabile fino al 100% della produzione netta O&M tecnico/amministrativo: - 3,88 c€/kWh inflazionati Istat comprensivo di gestione tecnica amministrativa impianto, manutenzione ordinaria termoelettrica, manutenzione biologica + 2 manutenzioni tecniche straordinarie al 10° anno e 20° anno pari al 9% del costo di investimento anch’esso inflazionato (sostituzione/rigenerazione gruppo cogeneratore dopo circa 80 e 160 mila ore) - Oneri istruttoria GSE scenario post 2012 come da decreto FER - Oneri gestione Tariffa onnicomprensiva scenario post 2012 come da decreto FER - Oneri gestione RiD -Tassi e parametri finanziari - Tasso inflazione ISTAT 1% per ipotesi costante nel tempo di esercizio impiantistico ipotizzato a 25 anni; tasso inflazione energia pari al 2% - WACC% (Weighted Average Cost of Capital) = 10% Architettura algoritmo economico: prevede due dinamiche per l’inflazione delle voci concorrenti ai flussi di cassa anno per anno. La prima dinamica “pilota” le voci relative a tutto ciò che è collegabile all’energia nel senso stretto della parola; queste voci vengono cosi indicizzate rispetto al tasso di inflazione annuo dell’energia (Istat+deriva) per ipotesi pari al 2% costante nel tempo. La seconda dinamica indicizza le voci che concorrono alla determinazione dei flussi di cassa, utilizzando il tasso di inflazione annuo Istat. Ad esempio i costi d’esercizio sono indicizzati rispetto al tasso Istat. Tutte queste voci concorrono alla determinazione dei flussi di cassa, attualizzati per mezzo del WACC%.

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1.4 Sensitivity analysis

Si è effettuata una doppia sensitivity analysis (1.050 simulazioni) per IRR%, nel caso di esercizio in TO, e in GP, di tipo bidimensionale al variare della coppia di parametri (A;B) dove: A.1= valore del kW installato all-inclusive [€/kW] B.1= evoluzione temporale della tariffa incentivante nel range [2013; 2015]. A.2= valore del kW installato all-inclusive [€/kW] B.2= valore percentuale dell’autoconsumo rispetto alla produzione Il benchmark IRR% è stato posto pari al WACC%%

1.5 Conclusioni

Goal.1: ll chiavi in mano €/kW nell’ipotesi di esercizio in GP (post-2015), in riferimento al quale è possibile generare un IRR%, equivalente a quello stimabile nell’ultima finestra temporale di applicazione del sistema TO (IRR%=13,87%), dovrà tendere:

- ai 2.500 €/kW (autoconsumo 90%) - ai 2.900 €/kW (autoconsumo 100%)

Attualmente il chiavi in mano per impianti 100 kW si attesta nell’intorno dei 6.700 €/kW (3). Dallo studio delle tendenze di costo dell’ultimo biennio è possibile ipotizzare per inizio 2015, che il chiavi in mano si attesti nell’intorno dei 6.200 €/kW, valore di riferimento per ottenimento IRR%=13,87% (Fig.5 e Fig.6). Ragionando, dunque, in uno scenario post-incentivi, appare chiaro, che l’esercizio in GP risulti essere NON competitivo in termini di rendimento economico rispetto allo scenario incentivato, anche nell’ipotesi in cui il soggetto responsabile risulti essere un “prosumer”, con profilo energivoro significativo rispetto alla produzione, a meno che non si riesca a sfondare il muro dei 3.000 €/kW (oggi sembra impossibile). Tuttavia in uno scenario post-2015 è doveroso far presente che a) è possibile stimare, per valori prossimi ai 4.000 euro/kW, un IRR% di poco superiore al 10%, quindi con benchmark(+) rispetto al WACC% - b) la valorizzazione di una quota maggiore dell’energia termica( rispetto a quello oggi utilizzata esclusivamente per il funzionamento degli ausiliari) rappresenterebbe un catalizzatore al raggiungimento della GP – c) l’incentivazione del biometano, potrebbe rappresentare una valida alternativa rispetto all’utilizzo del biogas off-feed (soprattutto nel caso di autoconsumo termo-elettrico non significativo).

3 Atti Seminario Biogas&Biometano Ordineingroma: https://www.ording.roma.it/notizia.aspx?id=13389

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Fig.1 – Biogas “Off-shore” – occupazione suolo layout impianto (3Ha) ed alimentazione digestore 100% silo (500 Ha)

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Fig.2 – To-Do-List biometano – Fonte: elaborazione CIB - www.consorziobiogas.it

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Fig.3 – Evoluzione ΔIRR% (25 anni) nel range 20122015

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Fig.4 – Evoluzione PZ

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VAN 2013 2014 2015

13,63% 0,236 0,231 0,227 0,222 0,218 0,213 0,209 0,205 0,201

€ 5.000,00 19,49% 18,79% 18,10% 17,41% 16,73% 16,07% 15,40% 14,75% 14,10%

€ 5.100,00 19,06% 18,36% 17,68% 17,01% 16,34% 15,68% 15,02% 14,38% 13,74%

€ 5.200,00 18,63% 17,95% 17,28% 16,61% 15,95% 15,30% 14,66% 14,02% 13,39%

€ 5.300,00 18,22% 17,55% 16,89% 16,23% 15,58% 14,94% 14,30% 13,67% 13,05%

€ 5.400,00 17,83% 17,17% 16,51% 15,86% 15,22% 14,59% 13,96% 13,34% 12,72%

€ 5.500,00 17,45% 16,79% 16,15% 15,51% 14,87% 14,25% 13,63% 13,01% 12,40%

€ 5.600,00 17,08% 16,43% 15,79% 15,16% 14,54% 13,92% 13,30% 12,70% 12,09%

€ 5.700,00 16,72% 16,08% 15,45% 14,83% 14,21% 13,60% 12,99% 12,39% 11,79%

€ 5.800,00 16,37% 15,74% 15,12% 14,50% 13,89% 13,29% 12,69% 12,09% 11,50%

€ 5.900,00 16,03% 15,41% 14,79% 14,18% 13,58% 12,98% 12,39% 11,80% 11,22%

€ 6.000,00 15,70% 15,09% 14,48% 13,88% 13,28% 12,69% 12,10% 11,52% 10,94%

€ 6.100,00 15,38% 14,77% 14,17% 13,58% 12,99% 12,40% 11,82% 11,24% 10,67%

€ 6.200,00 15,07% 14,47% 13,87% 13,28% 12,70% 12,12% 11,55% 10,98% 10,41%

€ 6.300,00 14,77% 14,17% 13,58% 13,00% 12,42% 11,85% 11,28% 10,71% 10,15%

€ 6.400,00 14,47% 13,88% 13,30% 12,72% 12,15% 11,58% 11,02% 10,46% 9,90%

€ 6.500,00 14,18% 13,60% 13,03% 12,46% 11,89% 11,33% 10,77% 10,21% 9,66%

€ 6.600,00 13,91% 13,33% 12,76% 12,19% 11,63% 11,07% 10,52% 9,97% 9,42%

€ 6.700,00 13,63% 13,06% 12,50% 11,94% 11,38% 10,83% 10,28% 9,73% 9,19%

€ 6.800,00 13,37% 12,80% 12,24% 11,69% 11,13% 10,59% 10,04% 9,50% 8,96%

€ 6.900,00 13,11% 12,55% 11,99% 11,44% 10,89% 10,35% 9,81% 9,27% 8,74%

€ 7.000,00 12,85% 12,30% 11,75% 11,20% 10,66% 10,12% 9,58% 9,05% 8,52%

€ 7.100,00 12,60% 12,05% 11,51% 10,97% 10,43% 9,90% 9,36% 8,83% 8,31%

€ 7.200,00 12,36% 11,82% 11,28% 10,74% 10,21% 9,68% 9,15% 8,62% 8,10%

€ 7.300,00 12,13% 11,58% 11,05% 10,52% 9,99% 9,46% 8,94% 8,41% 7,89%

€ 7.400,00 11,89% 11,36% 10,83% 10,30% 9,77% 9,25% 8,73% 8,21% 7,69%

Potenza impianto [kWp] 100,00

Ore equivalenti [kWh/kWp] 7.580,30

WACC% 10,00%

> WACC% < WACC%Benchmark IRR%

Internal Rate of Return - IRR% 25 anni

Profilo fiscale Società di capitali - Vendita energia

Periodo di esercizio 25 anni

Tariffa incentivante

Co

sto

[€/k

Wp

]

Ipotesi di lavoro

Simulazioni=225 SENSITIVE ANALYSIS [Equity 100%]

Fig.5 – Evoluzione temporale IRR% in applicazione del sistema TO, al variare del chiavi in mano €/kW

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VAN

-7,22% 60,00% 65,00% 70,00% 75,00% 80,00% 85,00% 90,00% 95,00% 100,00%

€ 2.500,00 8,53% 9,51% 10,46% 11,38% 12,29% 13,17% 14,04% 14,90% 15,75%

€ 2.600,00 8,13% 9,09% 10,02% 10,93% 11,81% 12,67% 13,52% 14,36% 15,18%

€ 2.700,00 7,76% 8,70% 9,61% 10,50% 11,36% 12,20% 13,03% 13,85% 14,65%

€ 2.800,00 7,41% 8,33% 9,23% 10,09% 10,94% 11,76% 12,57% 13,36% 14,15%

€ 2.900,00 7,07% 7,98% 8,86% 9,71% 10,54% 11,34% 12,13% 12,91% 13,67%

€ 3.000,00 6,75% 7,65% 8,51% 9,34% 10,15% 10,95% 11,72% 12,48% 13,23%

€ 3.100,00 6,45% 7,33% 8,18% 8,99% 9,79% 10,57% 11,33% 12,07% 12,80%

€ 3.200,00 6,16% 7,02% 7,86% 8,66% 9,45% 10,21% 10,95% 11,68% 12,40%

€ 3.300,00 5,88% 6,73% 7,55% 8,35% 9,12% 9,86% 10,60% 11,31% 12,02%

€ 3.400,00 5,61% 6,45% 7,26% 8,04% 8,80% 9,54% 10,26% 10,96% 11,65%

€ 3.500,00 5,35% 6,18% 6,98% 7,75% 8,50% 9,22% 9,93% 10,62% 11,30%

€ 3.600,00 5,10% 5,92% 6,71% 7,47% 8,21% 8,92% 9,62% 10,30% 10,97%

€ 3.700,00 4,86% 5,67% 6,45% 7,20% 7,93% 8,63% 9,32% 9,99% 10,65%

€ 3.800,00 4,62% 5,43% 6,20% 6,94% 7,66% 8,35% 9,03% 9,69% 10,34%

€ 3.900,00 4,40% 5,20% 5,96% 6,69% 7,40% 8,09% 8,75% 9,41% 10,04%

€ 4.000,00 4,18% 4,97% 5,72% 6,45% 7,15% 7,83% 8,49% 9,13% 9,76%

€ 4.100,00 3,97% 4,75% 5,50% 6,22% 6,91% 7,58% 8,23% 8,86% 9,48%

€ 4.200,00 3,77% 4,54% 5,28% 5,99% 6,68% 7,34% 7,98% 8,61% 9,22%

€ 4.300,00 3,57% 4,34% 5,07% 5,77% 6,45% 7,11% 7,74% 8,36% 8,96%

€ 4.400,00 3,38% 4,14% 4,86% 5,56% 6,23% 6,88% 7,51% 8,12% 8,72%

€ 4.500,00 3,19% 3,95% 4,67% 5,36% 6,02% 6,66% 7,28% 7,89% 8,48%

€ 4.600,00 3,01% 3,76% 4,47% 5,16% 5,81% 6,45% 7,07% 7,67% 8,25%

€ 4.700,00 2,83% 3,58% 4,28% 4,96% 5,61% 6,24% 6,85% 7,45% 8,03%

€ 4.800,00 2,66% 3,40% 4,10% 4,77% 5,42% 6,05% 6,65% 7,24% 7,81%

€ 4.900,00 2,49% 3,23% 3,92% 4,59% 5,23% 5,85% 6,45% 7,03% 7,60%

Potenza impianto [kWp] 100,00

Ore equivalenti [kWh/kWp] 7.580,30

WACC% 10,00%

> WACC% < WACC%

Internal Rate of Return - IRR% 25 anni

Profilo fiscale Società di capitali - Vendita energia

Periodo di esercizio 25 anni

Esercizio in Grid-Parity

Ipotesi di lavoro

Benchmark IRR%

Simulazioni=225 SENSITIVE ANALYSIS [Equity 100%]

Co

sto

[€/k

Wp

]

% Consumo rispetto Produzione

Fig.6 – Evoluzione IRR% (post 2015), al variare della % di autoconsumo e del chiavi in mano €/kW

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