Antonio Massarutto (Università di Udine)

Perseverare diabolicum?
Il mercato del CDR in Italia:
(in)successi, opzioni e prospettive
Antonio Massarutto
Università di Udine e IEFE, Università Bocconi
[email protected]
Tecnologie e tendenze per il recupero da rifiuti
Piacenza, 15-16 maggio 2013
Le aspettative …
• Trasformazione dei RU in combustibili
secondari per l’industria
• Un modo per aggirare la difficoltà di realizzare
impianti di incenerimento
• Risultato: molti piani regionali si sono basati
su questa soluzione, con l’aspettativa che il
mercato dei combustibili secondari avrebbe
chiuso la filiera
… e i risultati (finora)
• Solo il 3% del rifiuto in ingresso ai TMB viene
utilizzato in impianti dedicati; oltre il 60%
finisce in discarica
• A fronte di una teorica capacità produttiva di
6,2 milioni di t, solo 1 milione di t prodotte
– Solo 20% destinata a impianti industriali
– Il resto incenerita in impianti dedicati
TMB
Impianti di TMB e produzione di CDR
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
56
65
90
118
116
128
128
133
131
Capacità (ml t)
5,06
6,78
10,25
11.77
11,86
13.28
14,08
14,36
Rifiuti trattati (ml t)
3,12
3,79
5.64
7,480
7,43
8,46
9,57
8,39
52
54
55
61
63
64
Rifiuti in ingresso (ml t)
7,42
7,84
8,03
8,43
6,55
6,74
Produzione potenziale CDR (ml t)
2,62
2,77
2,83
2,97
2,31
2,38
CDR prodotto (migliaia di t)
55,4
304,1
572,8
612,0 779,0
783,8
862,1
utilizzato in impianti industriali
17,0
46,6
100,8
136,2
191,1
194,8
incenerito in impianti dedicati
38,4
257,5
472,7
-
661,0
788,5
Impianti censiti (n)
CDR
Impianti censiti (n)
611,4
9,0
Flussi in entrata e in uscita dagli impianti TMB (2010)
DISC
INC
CDR
EXP
PRE
ULT
RE
BST
DEP
COP
Input totale
9,36
Output totale
7,94
Frazione secca
3,31
2,43
0,32
0,37
0,00
0,00
0,08
-
0,11
-
-
Bioessiccato
0,27
0,23
-
-
-
-
-
-
0,01
-
0,04
Biostabilizzato
1,58
1,26
0,00
-
-
0,04
0,00
-
-
-
0,27
Scarti e percolati
0,23
0,11
-
-
-
-
-
-
-
0,12
-
CDR
Frazioni
recuperabili
Frazione umida da
selezione
1,07
0,00
0,83
-
0,05
-
0,02
0,17
-
-
-
0,12
0,00
-
-
-
0,00
-
0,11
-
-
-
0,45
0,32
0,00
-
-
-
-
-
0,13
-
-
Altre frazioni
0,92
0,48
0,40
-
-
0,04
-
-
-
-
-
Totale
7,94
0,37
4,67%
0,05
0,64%
0,08
1,00%
0,24
3,07%
0,12
1,46%
0,31
3,88%
4,84
1,56
60,89% 19,58%
Elaborazione su dati ISPRA; dati in Mt/anno
0,10
0,29
1,22% 3,60%
Il CDR in impianti industriali
• Gli impianti industriali che utilizzano CDR
– Centrali termoelettriche: solo 1 caso (13%)
– Cementifici (37%)
– Industria alimentare (50%)
– Ulteriori trattamenti (CDRq) non significativi
• Un mercato “sottile”
– Logica di rapporto bilaterale
– Investimenti specifici necessari
– DAP influenzata da costi di gestione del rifiuto in
soluzioni alternative
– Prezzi non convergono verso valori di equilibrio
L’utilizzo in impianti dedicati
• Non conveniente rispetto ad incenerimento diretto del RU
– Né dal punto di vista economico …
– Né da quello ambientale o del bilancio energetico
– A patto che incenerimento diretto avvenga in impianti in grado
di funzionare a piena capacità e sfruttando in pieno le
opportunità di recupero energetico
• Pochissime transazioni “spot”, generalmente riferibili a
situazioni contingenti
– Prezzi influenzati da potere di mercato
– Fase iniziale: mercato del compratore
– Fase a regime: mercato del venditore (ulteriormente rafforzato
da possibilità di collocare CDR all’estero, nonostante i costi di
trasporto)
Le ragioni di un (relativo) insuccesso
• Difficoltà nel fare incontrare spontaneamente le
caratteristiche desiderate dagli utilizzatori con le
esigenze degli impianti di produzione
• Costi di trasporto elevati in rapporto al valore
• Problemi di accettabilità
• Latitanza del soggetto pubblico
• Incertezza normativa (regimi di incentivazione,
destinazione ceneri, disponibilità delle AALL ad avallare
le scelte impiantistiche)
• Prezzo delle soluzioni alternative (es. discarica) non
sufficientemente e stabilmente elevato
Costi sociali di scenari alternativi
SMALL AREA
BU35 BU50
K50
K65
K75
K85
BU35
LARGE AREA
K50
K65
BU50
K75
E
H&E
E
H&E
E
H&E
E
H&E
E
H&E
K85
Collection (+)
71
85
147
127
106
89
61
61
72
72
130
130
105
105
93
93
73
Treatment (+)
122
115
120
119
94
90
94
94
93
93
93
93
98
98
88
88
89
193
200
267
246
200
179
156
156
165
165
223
223
203
203
181
181
163
Revenues (-)
90
88
86
80
61
29
51
84
55
82
54
80
50
75
48
67
29
Net financial costs
103
112
181
166
139
150
104
72
110
83
170
143
153
128
132
114
134
External costs (+)
18
17
16
14
10
8
18
18
16
16
16
16
14
14
12
12
8
External benefits (-)
70
84
69
64
79
82
61
66
76
80
62
66
68
72
79
82
82
Net social cost
51
46
127
116
70
76
61
24
50
19
123
93
100
71
65
44
60
Financial costs
Cost increase for sub-scenarios (additional cost with respect to baseline)
Biostabilization +
WtE
Biostabilization +
RDF
Biostabilizarion +
RDF-Q
+60
+46
+44
+36
+25
+47
+44
+47
+37
+34
+71
+52
+48
+45
+26
+73
+73
+71
+62
+49
+83
+70
+59
+59
+31
Valori in €/t, riferiti alla t di rifiuto iniziale
I risultati di un’indagine diretta
Produttori CDR
Anno
2005
Media Net S.p.A.
Gruppo Veritas
2006
2007
2008
2009
79
94
117,8
118
110
97
prezzi effettivamente sostenuti GF
80
prezzi effettivamente sostenuti GF
valore posto a base d'asta (andata poi
Amia VR
Utilizzatori
prezzi effettivamente sostenuti GF
90-100 valore stimato GF
Lodi
Mantova
2010 NOTE
88
Riso Scotti Pavia
93
Riso Fertilvita PV
99
Ravenna
deserta)
prezzi effettivamente ricevuti GF
105
prezzi effettivamente ricevuti GF
90
prezzi effettivamente ricevuti GF
Hera Group
50-65 valore stimato GF
Copersalento
115
prezzo effettivo FOB
110
prezzo effettivo FOB
Lomellina
Mercato estero
Ambiente
Colleferro
70
75
60-80 GF
Polonia
105
Costo FOB stimato
Ungheria
100
Costo FOB stimato
Svezia
34
GF
Marocco
30
GF
Valore medio UE
35-40
GF stimato
Un’analisi net-back
• Metodologia dello studio
– Analisi “net back”, condotta a partire dal valore di mercato dell’energia,
scalando i costi per l’utilizzo del CDR e per la produzione del CDR
– Analisi applicata a tre casi di studio
• Ipotesi:
– Dati di costo basati su modello ingegneristico calibrato con costi effettivi
– Ricavi basati sui prezzi medi GSE + incentivi
• Gli scenari
– Before: con regime Cip6 e costi smaltimento ceneri = 0
– Future: senza incentivi e costi di smaltimento ceneri = 40
– Inbetween: CDR smaltito sul mercato spot
• Gli indicatori calcolati
– Tariffa di break even (se la filiera fosse verticalmente integrata  p
conferimento CDR = 0)
– Tariffa di break even (in base ai prezzi di conferimento CDR rilevati sul
mercato)
I costi di produzione del CDR
1
2
3
TOTALI
€/ton
TOTALI
ANNUI
RSU
ANNUI
meccanico
2.115.990
11,21
1.175.307
8,66
1.198.780
7,23
Costi d'esercizio processo meccanico
2.533.500
13,43
1.849.980
13,63
1.986.020
11,98
Costo collocamento CDR
3.700.460
19,61
3.311.400
24,40
7.624.000
46,00
Costo collocamento scarti
176.420
0,93
407.100
3,00
497.200
3,00
Costi di chiusura
597.800
3,17
Altri Costi
159.920
0,85
159.760
1,18
192.300
1,16
Utile
2.127.900
11,28
844.850
6,23
625.580
3,77
Totale Costi
11.411.990
60,48
7.748.397
57,10
12.123.880
73,15
467.400
2,48
13.570
0,10
24.861
0,15
Costo effettivo netto
10.944.590
58,00
7.734.827
57,00
12.099.019
73,00
Costo al netto del collocamento del CDR
7.244.130
38,39
4.423.427
32,60
4.475.019
27,00
COSTI DI PRODUZIONE CDR
Costi
d'investimento
€/ton RSU TOTALI ANNUI €/ton RSU
processo
Ricavi
I costi di impiego del CDR
(al lordo dei ricavi per la vendita di energia e al netto dei costi di
approvvigionamento del combustibile)
senza repowering anno 9
con repowering anno 9
MW Installati
MW
16,0
16,0
Ore annue
ore/anno
7.000
7.000
Anni di vita
anni
15,0
15,0
WACC
%
9,30%
9,30%
Costo Investimento
€/kW
4.200
4.200
Costo combustibile
€/t
-
-
Potere calorifico
kcal/kg
3.600
3.600
Efficienza impianto
%
21,0%
21,0%
Costo combustibile
€c/kWh
-
-
O&M (%investimento)
%
10,3%
10,3%
O&M
€/kW
460
460
O&M
€c/kWh
6,57
6,97
Quota investimento
€c/kWh
8,05
9,87
COSTO TOTALE
€c/kWh
14,62
16,84
I ricavi per la vendita di energia
Scenario
Scenario Future
Before
Prezzo energia CIP6 (€/MWh)
182,1
211,4 – 217,6 (°)
Prezzo mercato EE (€/MWh)
51,6
63,72
Prezzo Certificati verdi
82,4
84,98
100% di Pes
Pes*1,3*0,51*0,9
CV concessi senza repowering (Pes = produzione specifica di EE)
CV concessi con repowering (Pes = produzione specifica di EE)
Pes*1,3*0,51
Costo EE da CDR no fuel senza repowering anno 9 (€/MWh)
146
Costo EE da CDR no fuel con repowering anno 9 (€/MWh)
168
Maggiore costo di smaltimento delle ceneri (€/t)
40
40
Case study 1
BEFORE
FUTURE
A
Ricavi vendita energia
M€
7,71
7,19
B
Costi produzione energia no fuel M€
9,06
9,62
C
Margine netto no fuel
M€
-1,36
-2,43
D
Costo di trasporto (8 €/tCDR)
M€
0,56
0,56
E
Costo smaltimento CDR
M€
1,91
2,99
M€
7,24
7,24
F
Costo
produzione
€/tRSU)
CDR
(38
G
Costo totale
M€
9,16
10,23
H
Tariffa di break even (
€/tRSU
48,53
54,22
INBETWEEN
A-B
-C+D
E+F
71,45
Case study 2
BEFORE
A
B
Ricavi vendita energia
Costi produzione energia no
fuel
FUTURE INBETWEEN
M€
13,78
12,87
M€
16,21
17,21
-
C
Margine netto no fuel
M€
-2,42
D
Costo di trasporto
M€
-
-
E
Costo smaltimento CDR
M€
2,42
4,34
F
Costo produzione CDR
M€
4,42
4,42
G
Costo totale
M€
6,85
8,76
H
Tariffa di break even
50,46
64,59
€/tRSUFSC
A-B
4,34
-C+D
E+F
78,20
Case study 3
BEFORE
FUTURE
ipotesi iniziale
Ricavi vendita energia
scenario 1
scenario 2
scenario 3
milioni di €
5,52
5,15
5,15
8,76
9,69
Costi produzione energia no fuel milioni di €
6,49
6,89
6,89
11,72
12,96
Costi trasporto
milioni di €
0,40
0,40
0,40
0,68
0,75
Margine impianti propri no fuel
milioni di €
-0,97
- 1,74
- 1,74
- 2,96
-3,27
Costi conferimento presso terzi
milioni di €
5,13
5,13
7,32
3,99
3,23
Costi smaltimento CDR
milioni di €
6,10
6,87
9,06
6,95
6,50
Costi produzione CDR
milioni di €
4,48
4,48
4,48
4,48
4,48
Costo gestione integrata
milioni di €
10,57
11,34
13,53
11,42
10,97
Tariffa di break even
€/tRSU
63,79
68,43
81,64
68,92
66,19
Sintesi dei risultati
• Se il CDR viene utilizzato in una filiera chiusa (internalizzando
tutti i margini), la soluzione risulta conveniente (in presenza di
incentivi e senza costi aggiuntivi per lo smaltimento delle
ceneri) per tariffe di ingresso al TMB di 49–50–64 €/tRSU nei tre
casi di studio
• Nello scenario meno favorevole (no Cip6, smaltimento ceneri) il
break even sale a 54-65-68  i regimi di incentivazione
possono influire notevolmente
• Nell’ipotesi di filiera aperta (smaltimento del CDR presso
impianti di terzi a prezzo di mercato) il break even sale a 71-7881
Puntare ancora sul CDR?
• Perché sì
– A certe condizioni (disponibilità di impianti industriali) può
comunque convenire
– Maggiore flessibilità di impiego
– Minore vulnerabilità
– Permette di aggirare i vincoli imposti dalla pianificazione
(principio di autosufficienza)
• Perché no
– I costi sono sensibilmente superiori rispetto all’opzione
alternativa dell’incenerimento diretto del rifiuto residuo
– Rischio che il gestore dei RU rimanga ancora una volta “col
cerino in mano” nell’attesa di un mercato che non si sviluppa
– Con la scusa della possibilità di aggirare il vincolo, si rischia che il
gestore sia costretto a rivolgersi al mercato in condizioni di
debolezza
Opzioni e prospettive
• L’innovazione normativa del CSS
– Permette di fare uscire il cdr di qualità dalla qualifica di rifiuto,
risparmiando gli adempimenti (e forse anche un po’ di conflitto sociale)
…
– .. Ma continuerà presumibilmente ad interessare frazioni marginali del
flusso dei rifiuti
• Il cdr avrà un futuro solo se si adotta una strategia orientata
alla chiusura della filiera
– Internalizzazione con impianti dedicati (ma allora meglio bruciare
direttamente?)
– Contratti di lungo termine (es. Fusina), ev. con clausole “take or pay”
 approccio tedesco. Limitato dall’impiego modesto di carbone nelle
centrali italiane
– Accordo di filiera (es. con settore del cemento) con impegno al ritiro di
determinate quantità certe. Finora limitato da una strategia attendista
da parte dell’industria