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I consumi regionali (in questo caso per uniformità sono stati utilizzati i dati 2008 pur essendo disponibili quelli 2009) esprimono un’alta incidenza pari al 22,41% dei consumi nazionali, con una distribuzione percentuale fra le 3 macrocategorie allineata per la sola voce termoelettrico, ed una minor incidenza degli altri usi industriali rispetto alla media nazionale. GAS NATURALE TOTALE DISTRIBUITO PER REGIONE (**) ANNO 2008 (Milioni di Standard metri cubi da 38,1 MJ) INDUSTRIALE TERMOELETTRICO RETI DI DISTRIBUZIONE (*) T O T A L E LOMBARDIA 2.686,53 7.568,36 8.770,10 19.024,99 in percentuale 14,12 39,78 46,10 Incidenza percentuale sul totale nazionale (***) 30178,28 35,55 22,41 Tabella 4.16: GAS NATURALE TOTALE DISTRIBUITO PER REGIONE (**), anno 2008, ((Milioni di Standard metri cubi da 38,1 MJ) (*) Quantitativi distribuiti su reti secondarie ai settori residenziale, terziario, industriale e termoelettrico. (**) I dati riportati si riferiscono alle quantità distribuite dalla rete di SNAM Rete Gas, che rappresentano circa il 98% del totale consumato in Italia. (***) nostra elaborazione sui dati della Tabella precedente e della presente Tabella In merito alla direzionalità dei flussi di trasporto, essi sono orientati in relazione ai 6 punti di ingresso nazionali, in direzione est-ovest e sud-nord; andando a descrivere la Lombardia come vero e proprio sink della rete nazionale di distribuzione del gas naturale. Analisi del punto di equilibrio di una ipotesi di incentivazione rispetto alla tariffa incentivante per la produzione di energia elettrica Il punto successivo dell’analisi delle potenzialità riguarda l’investigazione di quelle che sono le scelte operate razionalmente dall’operatore agricolo per massimizzare, similmente a qualsiasi altro imprenditore, la redditività della propria impresa. Il confronto da operarsi, che è quello che qualora fosse operativa questo opportunità si presenterebbe all’imprenditore, è fra incentivo per la produzione di energia elettrica e conferimento di biometano. Al momento tale scenario deve essere scomposto in due sottocasi specifici connessi con le due diverse modalità di incentivazione della produzione elettrica: tariffa omnicomprensiva per potenze fino a 1 MW elettrico, e Certificati verdi per potenze superiori. Analisi della competitività rispetto alla tariffa omnicomprensiva La tipologia di impianti a biogas per generazione elettrica che si è andata diffondendo negli ultimi 2 anni ha tipicamente una potenza di targa leggermente inferiore a 1 MW per esigenze di massimizzazione delle performance economiche, e quindi di redditività, nell’ambito della cornice della tariffa omnicomprensiva di 0.28 €/kWh. Utilizzando i parametri standard di produzione costante massima per 8.000 ore annue, e un tasso di autoconsumo pari a 8.125% vengono calcolate quelle che sono le grandezze tipiche: 95
96 kWh venduti 7.350.000 fatturato (basato unicamente sulla vendita di energia elettrica secondo la tariffa omnicomprensiva) 2.058.000 costi (stimati secondo i dati del progetto Agrengest) 1.617.000 Tabella 4.17: Grandezze tipiche per un impianto biogas da 1 MW utile 441.000 Da notare che nei costi è compreso anche il costo “figurativo” della biomassa vegetale prodotta nell’azienda agricola e stimata secondo un valore di mercato, comprensiva quindi anche della valorizzazione del lavoro dell’agricoltore in campo. Poiché con 1 m3 di biogas si riescono a produrre 1,8-2 kWhel in relazione al contenuto di metano nella miscela la produzione pura di gas di un impianto di 1 MW di potenza elettrica è stimabile fra i 3.675.000 e i 4.083.333 m3 di biogas corrispondenti a 2.205.000 – 2.450.000 m3 di metano. Pertanto l’imprenditore che impostasse la propria attività con l’obiettivo di massimizzare il proprio fatturato potrebbe optare per una soluzione biometano solo in presenza di un prezzo di conferimento che possa assicurare il medesimo fatturato. Il prezzo in cui si situa il punto di neutralità fra le due opzioni tecnologiche, calcolato utilizzando la media fra i due valori di produzione di metano e considerando un tasso di “fughe” del 3%, sarebbe pari a circa 0.9115 €/m3 , un valore superiore al prezzo all’ingrosso citato in precedenza (0.42 €/m3 ) ma che incorpora un premio paragonabile, anche se inferiore, a quello esistente fra tariffa omnicomprensiva e prezzo di mercato dell’energia elettrica. Il passo successivo per una migliore calibratura del possibile prezzo di conferimento, sta nello stimare un punto di isoguadagno per il nostro imprenditore. In base ai dati riportati precedentemente, possiamo stimare come equivalenti le quote di ammortamento annuo dell’impianto (il/i cogeneratori hanno un costo comparabile con quello di un impianto di depurazione di questa taglia, mentre le altre componenti sono costanti per entrambe le soluzioni), parimenti costanti i costi, anche figurativi, per la materia prima e per la gestione del digestato e dell’impianto ad esclusione dell’isola di potenza o dell’unità di depurazione. Se ne ricava che l’unica differenza che potrebbe spostare qualche centesimo di euro è proprio quella connessa con questa componente. Nel calcolo precedente dell’utile, il costo annuo per la manutenzione dell’isola di potenza è stato stimato in 161.700 € annui. Viceversa nel caso del biometano, i costi di gestione delle apparecchiature tipiche (depurazione, odorizzazione e misura) hanno stima complessiva pari a 136.100 €, leggermente inferiore. Differenza che trasposta al singolo metro cubo di metano purificato porta un decremento di 0.011 € nel prezzo di conferimento, allineandolo a 0.90 €/m3 . Manutenzione annua impianto esclusa isola di potenza Manutenzione cogeneratori (0.022 €/kWh) biogas biometano 261147 1.617.000 261147 Manutenzione annua impianto escluso depurazione e immissione in rete utile 119600 Manutenzione annua depuratore 15000 Manutenzione annua misura e odorizzazione 1500 Manutenzione annua rete di distribuzione TOTALE 422847 397247 TOTALE Tabella 4.18: Confronto economico biogas/biometano
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