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Tecnica
maggio 2013
la termotecnica
Gestione dell’Energia
di D.Chinese, G.Fiannacca, D.Pezzarini, P. Pinamonti
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Valutazione tecnico-economica di un impianto a biomasse
mediante analisi di rischio
Nel lavoro si è eseguita una valutazione tecnico-economica di fattibilità di un impianto di produzione di energia elettrica a biomasse confrontando
diverse soluzioni impiantistiche. La tecnologia base è un impianto di gassificazione, con utilizzo del gas prodotto in un motore a combustione interna. Le soluzioni di confronto sono un ciclo Rankine a vapore e un impianto a fluido organico. L’analisi tecnico-economica è stata effettuata tramite
un’analisi di rischio con il metodo Monte Carlo utilizzando il software @RISK®.
TECHNICAL-ECONOMIC EVALUATION OF A BIOMASS ENERGY PLANT BY RISK ANALYSIS
In the paper 3 solutions for small scale energy conversion of solid biomass are compared from a technical and economical perspective. A real case
study with biomass gasification and an internal combustion engine is esamined. Alternative technologies applicable are a steam Rankine cycle or an
organic fluid Rankine cycle. Profitability and risk analysis are performed with a quantitative risk analysis approach based on Monte Carlo simulation
by using the commercial software @RISK®.
INTRODUZIONE
Com’è noto, la gassificazione è considerata una tecnologia
promettente per l’utilizzo energetico delle biomasse, ma soggetta a
un certo grado di rischio, che influenza le decisioni degli investitori
in campo energetico. Alle incertezze specifiche della tecnologia si
aggiungono, in particolare in Italia, quelle comuni a tutti i progetti
di produzione di energia da biomasse, quali la disponibilità e i costi
delle risorse finanziarie, della biomassa e l’accesso agli incentivi.
Considerando questi aspetti, si comprende come il rischio e
l’incertezza siano aspetti determinanti per la valutazione economica
di questo tipo di impianti. L’analisi di rischio quantitativa, basata
sulla simulazione Monte Carlo, offre un metodo potente e preciso per
sintetizzare le varie fonti di incertezza di un problema, esprimibili
attraverso distribuzioni di probabilità e ottenere una stima realistica
dell’incertezza totale dell’investimento [1]. Questo approccio negli
anni recenti è stato ampiamente applicato nel campo delle energie
rinnovabili, soprattutto per l’energia eolica e per i biocarburanti
[2] per la stima dei parametri ritenuti più incerti.
Per quanto riguarda la gassificazione, tuttavia, le poche valutazioni
disponibili in letteratura che presentino un confronto di più tecnologie
per impianti di piccola taglia [3, 4] sono tutte deterministiche,
basate su una singola stima di ciascun parametro, eventualmente
accompagnata da analisi di sensitività, la quale evidenzia quanto
ogni risultato dipenda dal grado di incertezza di ogni input, ma
non considera che un parametro con una piccola sensitività ma
un’incertezza elevata può essere altrettanto critico, per la riuscita
di un progetto, di un parametro con grande sensitività, ma minima
incertezza.
Scopo di questo lavoro è dare un contributo per colmare questo
gap, presentando la valutazione tecnico-economica e l’analisi
quantitativa del rischio di investimento per un progetto concreto
di impianto di gassificazione in condizioni di mercato e di
incentivazione riferite all’anno 2011.
IL CASO DI STUDIO
Progetto dell’impianto con gassificatore e MCI
Per il presente studio è stato considerato il caso reale di una centrale in
progetto che dovrà essere realizzata all’interno nella zona industriale della
città di Gorizia [5].
Il progetto prevede la realizzazione di un lotto di quattro centrali uguali,
con potenza elettrica unitaria inferiore a 1.000 kWel. Questa soluzione è
stata preferita, rispetto alla costruzione di un’unica centrale da 4 MWel,
considerando che l’impianto nel suo insieme possa cedere l’energia
elettrica in rete secondo la tariffa unica onnicomprensiva, trattandosi di
4 gruppi distinti.
Le caratteristiche principali della centrale, per ogni singolo gruppo, sono [5]:
-- produzione di energia elettrica rinnovabile da immettere nella rete
elettrica in media tensione (15 kV);
-- combustibile primario biomassa legnosa vergine, costituita da cippato di
opportuna pezzatura ottenuto con procedimento puramente meccanico;
-- massima potenza elettrica immessa in rete pari a 995 kWel;
-- funzionamento previsto a ciclo continuo per circa 7.200 ore/anno,
con una produzione annuale di circa 7,2 GWh, e consumo di 8.400 9.600 tonnellate di biomassa umida a seconda dell’umidità della stessa,
prevista fra il 30 e il 40% di umidità all’origine;
-- impianto di gassificazione interno alla centrale che trasforma il legno in
ingresso in gas povero (woodgas);
-- due Motori a Combustione Interna cogenerativi gemelli (ognuno di
potenza pari al 50% del totale), alimentati a woodgas;
-- impianto di essiccazione della biomassa alimentato con il calore prodotto
dai MCI.
-- centrale progettata per un funzionamento completamente automatico e
telecontrollato a distanza.
Il combustibile è costituito da biomassa legnosa vergine, ottenuta unicamente
mediante processi meccanici e ricavata dalle attività agroforestali di
silvicoltura, manutenzione dei boschi, taglio programmato, manutenzioni
varie. La biomassa verrà recapitata dal mercato alle migliori condizioni
D.Chinese, D.Pezzarini, P. Pinamonti, Dipartimento di Ingegneria Elettrica Gestionale e Meccanica - Università degli Studi di Udine
G.Fiannacca, Elettrogorizia, Gorizia
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economiche che verranno trovate, e quindi l’analisi economica che sarà
fatta successivamente terrà conto di un prezzo variabile della biomassa
in ingresso.
La biomassa tal quale che entra nella centrale verrà essiccata fino ad
una umidità del 15% circa con aria riscaldata a circa 60 °C dal calore
dell’acqua di raffreddamento dei motori.
L’impianto di gassificazione ha una configurazione modulare con
quattro gassificatori uguali che trattano ciascuno circa 250 kg/h di
biomassa vergine essiccata. I gassificatori sono del tipo a letto statico
equicorrente (Downdraft), prodotti dalla Biomass Engineering nel Regno
Unito; l’impianto comprende le apparecchiature di raffreddamento (fino
a 40 °C) e pulizia del woodgas (primo stadio ad alta temperatura con
filtro a candele, secondo stadio a bassa temperatura con elettrofiltro a
umido).
Il gruppo di potenza è composto da due motori a gas Jenbacher J316
GS-C45, ad accensione comandata sovralimentati con turbocompressore
e inter-refrigerati, del tipo utilizzato per gas naturale, modificato nei
parametri di combustione e accensione per woodgas. Ciascun motore
è equipaggiato con un abbattitore di NOX del tipo SCR e con un
catalizzatore ossidante a metallo nobile per l’abbattimento del CO,
dimensionati per ottenere valori di emissione inferiori a quelli prescritti
dalle normative in materia. I flussi di massa ed energia relativi alle
condizioni nominali di funzionamento della centrale sono rappresentati
nello schema a blocchi di Figura 1. In tali condizioni sono state valutate
le prestazioni energetiche della centrale in termini di rendimento della
gassificazione, pari a 0,75, e in termini di rendimento del motore, pari
a 0,34, ottenendo un rendimento globale dell’impianto di 0,23.
Confronto con le altre tecnologie
Per confrontare l’impianto a gassificazione di biomasse con altre
tecnologie alternative, sono stati considerati un impianto con un ciclo
Rankine a vapore tradizionale e un impianto costituito da un ciclo
Rankine a fluido organico (ORC). Questi due tipi di impianto hanno taglie
di potenza standard molto diverse: mentre il primo è caratterizzato da
potenze generalmente maggiori di 5 MW elettrici, il secondo ha taglie
comprese tra 400 kWel i 2 MWel.
Visto che la centrale a gassificazione di biomasse fa parte di un lotto
di quattro centrali uguali (per un totale di 4 MWel installati), si è
deciso di eseguire il confronto tenendo in considerazione l’intero lotto
produttivo. Quindi si confronterà il caso in esame, con quattro impianti
a gassificazione da 1 MWel, con un unico impianto a ciclo Rankine a
vapore tradizionale di potenza pari a 4 MWel e con quattro gruppi a
ciclo Rankine a fluido organico di potenza unitaria di circa 1 MWel.
Come dati di prestazione dei diversi impianti si sono considerati valori
medi di riferimento sulla base dei dati reperiti in letteratura e dai costruttori,
ottenendo, per le potenze unitarie (1.000 kW) delle tre tecnologie, i dati
presentati in Tabella 1, riferiti a pari condizioni di umidità, quantità
di ceneri e potere calorifico della biomassa in ingresso. L’impianto di
gassificazione ha un rendimento maggiore e quindi, a pari potenza,
ha un consumo di biomassa in ingresso inferiore; per stimare l’effettivo
impatto economico di questa maggiore efficienza bisogna però passare
a una valutazione economica complessiva.
tabella 1 - Confronto tra impianti di gassificazione, impianti
ORC e impianto a vapore tradizionale
Figura 1 - Schema a blocchi della centrale a biomassa con
bilancio di massa ed energia
VALUTAZIONE TECNICO-ECONOMICA
MEDIANTE ANALISI DI RISCHIO
In ambito energetico, un’attenzione crescente ai problemi posti dall’incertezza nelle decisioni di investimento si è registrata nella letteratura
internazionale a partire dagli anni ’90.
L’approccio alla valutazione dell’incertezza si è evoluto dalle più semplici
analisi di scenario, consistenti nella variazione contemporanea e deterministica di più parametri incerti, all’utilizzo della teoria della probabilità,
che parte dal presupposto che sia possibile assegnare ai diversi scenari
possibili una probabilità di accadimento. Con il metodo Montecarlo, in
particolare, si espande la tradizionale analisi di scenario tenendo conto
di tutti i possibili valori che le variabili incerte possono assumere e della
loro probabilità [1]. Gli input incerti vengono espressi tramite variabili
casuali, che possono essere scelte su basi teoriche, mediante giudizi di
esperti o sulla base di dati empirici. Estraendo da tali variabili casuali un
elevato numero di stime degli input incerti con opportuni algoritmi, ormai
implementati in vari software commerciali, si simula la distribuzione di
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tabella 2 - Dati di input del modello e parametri di stima
probabilità degli indici di prestazione economica di interesse, per i quali si
ricava così non solo un valore medio atteso, ma anche la stima del rischio
di performance insoddisfacenti. Per questo studio, tra i vari pacchetti commerciali disponibili si è scelto di impiegare il software @Risk [6], particolarmente comodo in quanto strutturato come add-in di Excel, uno strumento di
calcolo idoneo all’analisi di questo caso studio in virtù del limitato numero
di alternative da analizzare e delle relazioni sufficientemente semplici tra
le variabili da cui dipendono le prestazioni economiche.
APPLICAZIONE DEL METODO AL CASO STUDIO E RISULTATI
La produzione annuale di energia elettrica è il parametro tecnico da cui
dipendono tutti i risultati economici. Nel suo complesso, essa è descritta da
una funzione di trasformazione (Equazione 1) che esprime l’output energia
elettrica prodotta come funzione di più parametri e variabili di ingresso. In
particolare, la produzione E di energia elettrica (kWh/anno) dipende dal
quantitativo B e dal potere calorifico inferiore Hi (kWh/kg) della biomassa
in ingresso. Dipende inoltre dal rendimento η del sistema di conversione
energetica, dalla potenzialità dell’impianto P (kW) e dal numero h di ore
di funzionamento all’anno.
E = f (B, H i , P, η, h)
(1)
Per il sistema studiato non esistono ancora contratti di approvvigionamento
di lungo periodo, pertanto le caratteristiche della biomassa da acquisire e il
suo prezzo di mercato sono una variabile incerta. Soggetto a incertezza è
anche l’effettivo numero di ore di pieno funzionamento annuo dell’impianto,
sulla base delle considerazioni sopra esposte sull’affidabilità e maturità delle
diverse tecnologie. Si è invece considerato che le caratteristiche tecniche
dell’impianto (potenza, rendimento, vita utile) siano dei parametri stabili
e caratteristici di ciascuna tecnologia, modellabili dunque come variabili
deterministiche (costanti) anziché come distribuzioni di probabilità.
Dall’energia elettrica prodotta dipendono i ricavi di vendita e quindi le
prestazioni economiche dell’iniziativa.
Per la valutazione economica si è utilizzato come indice principale il valore
attuale netto (VAN).
Per fornire anche una valutazione economica svincolata dai sistemi di
incentivazione, accanto al VAN si sono calcolate anche le stime del costo
del kWh elettrico, ottenute dividendo per l’energia elettrica annualmente
prodotta il valore annuo equivalente (EAV) dell’investimento, come
espresso nell’equazione (2).
CkWh =
n
EAV
r
Ck
=
−n ∑
Ek
(1− (1+ r) ) k=0 (1+ r)k Ek
(2)
dove Ck esprime tutti i costi sostenuti all’anno k, di impianto, di investimento,
o di esercizio, che comprendono i costi del combustibile, del personale,
della manutenzione dell’impianto, delle assicurazioni, di smaltimento delle
ceneri e altri residui prodotti. Tutte le voci di costo sono stime, soggette a
incertezza, e sono state dunque modellate come variabili stocastiche come
di seguito descritto (Tabella 2).
Dati di ingresso: sintesi e metodo di stima
L’analisi economica della redditività e del rischio è stata effettuata per la
configurazione completa (4 MW) con riferimento alle effettive taglie dei
moduli commercialmente disponibili (Tabella 2). I rendimenti e i parametri
tecnici deterministici sono quelli descritti in Tabella 1.
I costi di investimento sono normalmente incerti, fintanto che non si
concluda il contratto di acquisto, e anche dopo, per gli imprevisti possibili
nell’effettiva installazione delle macchine. Per stimare i costi di impianto per
l’esempio considerato, si sono utilizzati alcuni preventivi specifici disponibili,
integrandoli con dati di letteratura o di progetti/report operativi di impianti
esistenti di taglia confrontabile. Da questi dati si è stimata la distribuzione
di riferimento mediante il modulo di fitting disponibile nel software @Risk
[6]. Se il campione di dati valutati è abbastanza ampio (come nel caso
delle proprietà e costi del cippato, o delle ore di funzionamento e dei costi
di manutenzione) il software individua le distribuzioni che danno il migliore
adattamento ai dati disponibili, calcolandone i parametri. Per altri dati
(ad esempio il tasso di interesse), la numerosità del campione non era
sufficiente a discriminare univocamente la forma funzionale migliore, per
cui la scelta del tipo di distribuzione è stata soggettiva mentre i parametri
numerici sono stati calcolati dal software interpolando i dati.
Interessanti i risultati ottenuti dal fitting dei dati di letteratura relativi al
numero di ore di funzionamento dei diversi impianti: per gli impianti a
vapore e a ciclo ORC l’adattamento migliore si raggiunge con distribuzioni
triangolari asimmetriche che privilegiano i valori più alti. Per il gassificatore,
sia per i tempi di funzionamento sia per i costi di manutenzione il fitting
migliore si è ottenuto con distribuzioni uniformi, il che significa che valori
alti o bassi hanno uguale probabilità di accadimento.
Per alcuni input, il ridotto numero di dati disponibili ha consentito solo stime
puntuali deterministiche, basate su referenze di letteratura o commerciali,
e non la costruzione di distribuzioni di probabilità. È questo il caso degli
oneri assicurativi e del numero di addetti.
Per quanto riguarda la vendita dell’energia elettrica, poiché le valutazioni
economiche sono state effettuate nel regime di incentivazione vigente
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all’anno 2011, nel caso di quattro impianti modulari di taglia inferiore
al MW, il prezzo di vendita coincide con la tariffa onnicomprensiva,
valore ragionevolmente certo e trattato come variabile deterministica,
invece per l’impianto a vapore da 4 MW prezzi di vendita e valori dei
certificati verdi sono stati trattati come variabili stocastiche calcolate sulla
base dell’andamento dei prezzi medi di acquisto dell’energia elettrica e
di ritiro dei certificati verdi da parte del Gestore dei Mercati Energetici nel
periodo 2004-2010 [7].
Analisi dei risultati e confronto delle soluzioni
Dalla Tabella 3, che mostra i risultati economici delle simulazioni effettuate,
si evince che la soluzione progettuale con gassificatore dà un valore atteso
del VAN soddisfacente. La probabilità di risultati economici negativi risulta
inferiore al 20%, come si evince dall’esame della Figura 2. Grazie al
rendimento elevato, il sistema basato sulla gassificazione consente i minori
consumi di biomassa. Per conseguenza, esso risulta anche il meno sensibile
rispetto alle variazioni del costo del cippato, come mostrano le analisi di
sensitività riportate in Figura 2.
Tuttavia, la soluzione tecnologica preferibile dal punto di vista economico
appare l’impianto basato su ORC. Come si evidenzia in Tabella 3, esso
consente di ottenere il VAN medio più alto (quasi 23 M€) e il più basso
costo medio del kWh (0,19 €/kWh). Ovviamente, il minor rendimento si
traduce in una maggior dipendenza delle prestazioni dell’investimento dal
costo della biomassa. Il prezzo di mercato medio del cippato dovrebbe
però più che raddoppiare rispetto alle stime più probabili, portandosi oltre
i 130 €/t, perché il VAN dell’impianto con gassificazione superi quello
dell’impianto basato ORC. In tali condizioni, peraltro, ci troveremmo in una
situazione di difficile redditività per tutti gli impianti, con una probabilità
di VAN negativi molto elevata e, peraltro, simile per gassificatori e ORC,
come mostrato in Figura 2.
Il gassificatore dunque, sebbene sia la configurazione meno sensibile
rispetto ai costi del combustibile, si rivela la soluzione più rischiosa, non
solo, e non tanto, rispetto alla tecnologia tradizionale basata su cicli
Rankine a vapore, ma anche rispetto alla soluzione basata sulla più recente
tecnologia ORC, che per il contesto analizzato in questo studio risulta la
più conveniente sotto il profilo delle performance economiche e di rischio.
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Figura 2 - Variazione del VAN e probabilità di VAN<0 con
l’incremento del costo del cippato per le diverse tipologie
dell’impianto a biomassa
CONCLUSIONI
Le analisi economiche di convenienza e di rischio effettuate per la
realizzazione di un impianto a biomasse nel caso considerato (taglia
complessiva 4 MW, condizioni di mercato e di incentivazione del 2011)
mostrano come il sistema basato su moduli commerciali a ciclo Rankine a
fluido organico prospetti i risultati migliori. Rispetto alla turbina a vapore,
la soluzione con quattro moduli ORC è vantaggiosa non solo per il più
favorevole regime di incentivazione per i piccoli moduli vigente fino al 2011,
ma anche perché il costo medio del kWh risulta obiettivamente inferiore, in
parte per il migliore rendimento, in parte per il minor costo del personale.
Confrontando invece il sistema ORC e quello con gassificazione, il primo
consegue una miglior prestazione economica e di rischio in virtù del
numero di ore di funzionamento maggiore e, soprattutto, meno incerto. La
simulazione Montecarlo effettuata in conformità a database costruiti sulla
base di un ampio numero di referenze commerciali e di letteratura, qui non
tutte riportate per ragioni di spazio, conferma che gli aspetti affidabilisticomanutentivi sono l’elemento di maggior debolezza per i gassificatori,
per i quali il vantaggio economico offerto dai maggiori rendimenti è
decisamente limitato dal minor numero di ore di funzionamento e dei
maggiori costi di manutenzione attesi.
RIFERIMENTI BIBLIOGRAFICI
tabella 3 - Dati di output del modello per l’analisi del rischio
delle diverse tipologie d’impianto a biomassa
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Add-In for Microsoft® Excel, Version 5.5 May, 2009.
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