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Policy / Transizione energetica e procedure autorizzative

Consultazione Prezzi Minimi Garantiti Biomasse - Delibera 601/2023/R/eel

Osservazioni Elettricità Futura (31 gennaio 2024)


A fine gennaio Elettricità Futura ha trasmesso all'ARERA le osservazioni alla delibera contenente i costi individuati da RSE per la definizione dei prezzi minimi garantiti per gli impianti fino a 10 MWA, alimentati a biomassa,  partecipanti al programma di massimizzazione. L'Associazione, con l'obiettivo di garantire più copertura possibile dei costi sostenuti dalle Aziende, ha puntualizzato gli aspetti di cui le voci di costo dovrebbero debitamente tener conto, evidenziando alcuni correttivi rispetto ai dati di RSE (ad es. sui costi di trasporto) e riportato diversi costi di cui lo studio di RSE non ha tenuto conto. Come noto, i costi potrebbero essere utili anche ai fini del meccanismo dei prezzi minimi garantiti previsto dal DL rigassificatori nonché per la remunerazione degli impianti > 10 MWA.


Leggi di seguito il testo integrale delle osservazioni

La Delibera 601/2023/R/eel aggiorna le modalità di remunerazione, tramite lo strumento dei prezzi minimi garantiti, degli impianti di produzione di energia elettrica non rilevanti soggetti al programma di massimizzazione, definendo una prima remunerazione per gli impianti alimentati da biomasse solide.

Elettricità Futura, allo scopo di contribuire all’identificazione dei costi di esercizio degli impianti di produzione di bioenergia necessaria alla definizione dei prezzi minimi garantiti, ha veicolato i propri contributi a RSE e sollecitato, parallelamente, la prosecuzione del programma di massimizzazione di cui all’art. 5bis del DL 25 febbraio 2022 e l’estensione dello stesso anche agli impianti alimentati a biomasse, inizialmente non coinvolti.

Gli impianti di generazione di bioenergia infatti, come noto, si trovano a dover affrontare da un lato la graduale fine del periodo di diritto all’incentivo e dall’altro la variabilità dei costi delle materie prime ed i vincoli normativi al rilascio di nuovi incentivi imposti dalla Direttiva RED 3. Tale contesto rischia di compromettere l’economicità, e pertanto la sopravvivenza, di un intero comparto, le cui caratteristiche di programmabilità e continuità della produzione potrebbero garantire un contributo fondamentale ad accompagnare la generazione rinnovabile non programmabile e raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione.

Riportiamo di seguito alcune considerazioni di carattere generale ed osservazioni puntuali alla delibera in oggetto e, in particolare, sul report di RSE per l’individuazione dei costi, emerse dal confronto con gli operatori del comparto bioenergie associati.

Osservazioni di carattere generale

La Delibera in consultazione rappresenta un primo apprezzabile passo verso la determinazione dello schema di riconoscimento dei costi sostenuti dagli impianti a biomasse inclusi nel programma di massimizzazione ai sensi del Decreto-legge 25 febbraio 2022 n. 14 (convertito in Legge 5 aprile 2022 n. 28). Con i dovuti distinguo tra impianti non rilevanti e rilevanti, riteniamo che la presente consultazione possa costituire una prima base di confronto anche in merito agli impianti di taglia superiore ai 10MVA. Le considerazioni effettuate potranno essere un utile riferimento anche per la definizione dei prezzi minimi garantiti, ovvero integrazioni dei ricavi conseguenti alla partecipazione al mercato elettrico, per la produzione da impianti alimentati da biogas e biomassa che beneficino di incentivi in scadenza entro il 31 dicembre 2027, così come previsto dall’art.3-ter del Decreto-Legge 29 maggio 2023, n. 57.

Rimandando ai successivi paragrafi per le osservazioni specifiche sulle voci di costo proposte per la determinazione dei prezzi minimi garantiti per gli impianti non rilevanti (osservazioni basate sui costi effettivi degli stessi impianti nella disponibilità dei nostri Associati), riportiamo di seguito alcune prime considerazioni di carattere qualitativo anche in merito agli impianti rilevanti, in previsione di prossime determinazioni sulla copertura dei costi di produzione con riferimento al periodo di massimizzazione.

  • Costi di trasporto: per gli impianti di maggiori dimensioni, i costi di trasporto dovranno necessariamente essere determinati considerando anche i costi di trasporto via nave. Come facilmente riscontrabile (l’associazione si rende disponibile a fornire gli elementi necessari in sede di definizione del framework specifico) la struttura logistica per l’approvvigionamento degli impianti di maggiori dimensioni risulta più ampia, sia geograficamente che in termini di vettori utilizzati, di quella proposta a supporto della consultazione attuale dallo studio
  • Costo del personale: gli impianti di maggiori dimensioni richiedono un presidio, in termini di personale addetto, non lineare rispetto alla potenza installata per effetto della maggiore complessità operativa, di manutenzione, di sicurezza, di costi di struttura generale ecc.
  • Remunerazione del capitale investito: come previsto per gli impianti essenziali, per la sicurezza del sistema e per gli asset regolati, anche per gli impianti chiamati a fornire il servizio (obbligatorio) nell’ambito del programma di massimizzazione, così come in generale per il sistema a regime, dovrà essere prevista un’adeguata remunerazione ai fini del riconoscimento del capitale investito utilizzato, nonché a copertura del rischio di A tal fine, il riferimento più idoneo potrebbe essere rappresentato da quello relativo agli impianti essenziali (deliberazione n. 111/06), con un valore pari al 9,7% per l’anno in corso.

Osservazioni puntuali

Costo del combustibile

  • Valori di riferimento: riguardo le tipologie di biomassa impiegate e i relativi riferimenti a prezzi desunti da listini pubblici, osserviamo che, nell’analizzare la casistica di tutti gli impianti presenti sull’intero territorio nazionale (con particolare concentrazione nel Sud Italia, per gli impianti di taglia rilevante), la metodologia proposta dal Rapporto RSE e recepita dalla Delibera mostra dei limiti. Sarebbe più opportuno optare per una media ponderata (e non aritmetica) che correli quantitativi e relativa provenienza, anche se non in maniera puntuale, ma per macro-voci. Prendendo atto della difficoltà di definire un più efficace riferimento in Delibera, riteniamo assolutamente opportuna la facoltà, prevista dalla Delibera stessa, di proporre – con relazione da inviare al GSE - riferimenti di prezzo più adeguati per i materiali effettivamente impiegati.
    • Rendimento di riferimento: i valori riportati nello studio RSE (0,27 MWh,e/ton per impianti con P< 3MW,e e 0,57 MWh,e/ton per impianti con P> 3MW,e) sono condivisibili. Riterremmo tuttavia più opportuno un approccio progressivo proporzionale alla potenza, in luogo delle sole due classi previste nello studio RSE. Ciò risulterebbe maggiormente aderente alla reale progressione del rendimento al crescere della taglia dell’impianto e meno penalizzante per impianti di dimensioni vicine ai
  • Costi di tracciabilità: ai fini dell’accesso ai regimi incentivanti, gli operatori devono conformarsi alle modalità operative per la tracciabilità e rintracciabilità delle biomasse da filiera di cui all’art. 4 del DM del 2 marzo 2010). Le attività per garantire l’identificabilità della provenienza delle biomasse e la loro tracciabilità in sede di controllo da parte dei soggetti incaricati non trovano copertura nel costo del combustibile stimato da RSE ed ammontano a circa 10€/ton. Chiediamo pertanto che tale costo sia incluso nel calcolo dei prezzi minimi garantiti.
  • Costi di logistica interna: l’insieme dei costi di gestione della materia prima al momento dello scarico (sistemazione in cumuli nel deposito del materiale scaricato dai camion mediante l’impiego di mezzi d’opera) e nelle fasi di carico nel sistema di alimentazione delle caldaie, ammonta, secondo le stime delle aziende associate, a circa 5€/ton. Anche tale costo andrebbe incluso nella determinazione dei prezzi minimi.

Costo del trasporto

Lo studio RSE determina il costo di trasporto sulla base di un’ipotesi di percorrenza di 100 km fra andata e ritorno da parte di un autotreno che trasporta 20 tonnellate di cippato legnoso. Pertanto, ipotizza un raggio di approvvigionamento di 50 km. Tale ipotesi non risulta coerente con il framework normativo/regolatorio in vigore in materia di filiera corta (70 Km) e di accordi di filiera né con il reale raggio di approvvigionamento sostenuto dalla maggior parte degli impianti a biomassa solida. Secondo stime dei nostri Associati, infatti, solo un quarto dell’approvvigionamento di biomassa avviene entro una distanza di 50 km.

Chiediamo quindi di considerare un valore più congruo con la reale situazione del bacino impiantistico medio, con conseguente modifica sia della voce rappresentativa del costo del gasolio, sia di quella relativa al tempo impegnato per il trasporto, e in particolare, del sub-elemento a copertura dei costi medi del personale impiegato. Per quest’ultima voce, nello specifico, riteniamo che il valore previsto dalla Delibera (pers-trasp) debba essere adeguato da 12,5 €/t a 25 €/t.

Smaltimento ceneri

Il valore riportato in delibera deriva dalle stime del Rapporto RSE basate su una percentuale di ceneri rilevata pari all‘1,5%. Da analisi effettuate dai nostri Associati sul cippato di legno “tal quale”, la percentuale di ceneri è pari a circa il 4%, o valori superiori per alcune gamme di prodotti con rilevanti presenze di inerti. Inoltre, le ceneri pesanti, che rappresentano la prevalenza delle ceneri totali, vengono normalmente conferite con un elevato livello di umidità (almeno il 20%), dovuto alle modalità di scarico delle stesse dal combustore (direttamente versate in canali d'acqua). Infine, va precisato che le quantità di ceneri fatturate ai gestori degli impianti sono "tal quali" e non "secche". Proponiamo pertanto la revisione del valore previsto in Delibera da 3,75/Eff a 10/Eff.

Costo del personale

Ai fini della determinazione del costo del personale lo studio RSE quantifica, per un impianto di 4,6 MW, un totale di 10 unità, con una conseguente componente di costo di 27,5 €/MWh. Lo studio tuttavia trascura che, oltre alle consuete attività di servizio (conduzione impianto in sala controllo, pattugliamento, caricamento combustibile, movimentazione rifiuti, ecc.), ci sono attività legate alle normative di sicurezza e alle connesse prescrizioni operative (es: minimo di due addetti formati al rischio antincendio, anche ad impianto fermo); inoltre le suddette attività devono essere svolte in considerazione della rotazione dei turni, delle ferie nonché delle assenze per malattia.

Secondo i dati degli operatori associati, per un impianto di taglia 5,7 MW,e vanno considerate almeno 18 FTE: 1 Resp. Esercizio, 12 turnisti, 1 addetto manutenzione, 4 staff (HSE, servizi generali). Sono esclusi i servizi prestati da società Capogruppo in caso di appartenenza a Gruppi Societari.

I costi indicati dovrebbero pertanto essere maggiorati di oltre 8 €/MWh rispetto al valore proposto. Altri costi non considerati nello studio RSE

I seguenti ulteriori costi che concorrono al costo totale di generazione degli impianti oggetto di questa consultazione non sono stati considerati nello studio RSE:

  • costi per additivi e trattamenti chimici e per la derivazione delle acque. Tali costi sono legati alla normale attività industriale degli impianti a biomasse e, in particolare, alla necessità di un trattamento sia preventivo dell’acqua utilizzata (ai fini di rispettare i requisiti qualitativi dell’acqua di alimento) che successivo di spurghi/reflui (al fine dello scarico). Anche le acque in ingresso, destinate al raffreddamento, necessitano di trattamenti preventivi (più o meno spinti a seconda delle caratteristiche dell’acqua disponibile). Al costo legato al processo vanno poi aggiunti i costi legati ai canoni per l‘utilizzo dell‘acqua a uso industriale e/o per raffreddamento, nonché i costi per gli additivi per i sistemi di controllo e abbattimento delle emissioni al fine di assicurare performances ambientali elevate, consistenti principalmente in urea (per i sistemi DeNOx in camera di combustione) e calce/carbonato (per l’ottimale gestione dei filtri a maniche). Tutti questi elementi possono essere quantificati in una voce di costo pari a circa 5 €/MWh che dovrebbe essere inclusa nel calcolo di determinazione dei prezzi minimi garantiti;
  • costi di ammortamento e remunerazione del capitale Come anticipato in premessa relativamente agli impianti rilevanti, anche per gli impianti non rilevanti dovrebbe essere prevista una componente inclusiva dei costi di ammortamento e del tasso di remunerazione del capitale investito, in analogia a quanto previsto per gli impianti essenziali;
  • costi amministrativi e di Nella voce di costo del personale non sono stati inclusi i costi relativi alle attività di HR, acquisti beni e servizi, approvvigionamento del combustibile, attività di natura generale, controllo di gestione, amministrazione e finanza, sviluppo di attività di ingegneria, security, ecc;
  • costi per servizi ausiliari e per vettori energetici utilizzati in fase di ripartenza a seguito di fermo (energia elettrica, gas naturale o gasolio, a seconda della tipologia d’impianto);
  • costi di Sono stimabili in circa 2€/MWh, che dovrebbero essere ricompresi nella determinazione del valore dei PMG.

Tutte le voci sopra menzionate dovrebbero concorrere alla determinazione dei costi di generazione degli impianti di bioenergia, propedeutica alla definizione del valore dei prezzi minimi garantiti, che riterremmo pertanto opportuno venisse rivisto per includerli.

 

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