Stefano Oliveri*, Daniele Fraternali** e Alberto Girotti** * Ecometrics srl,** Servizi Territorio

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1 Studio di pre-fattibilità relativo alla possibilità di attivare una rete di teleriscaldamento alimentata a biomassa legnosa nel comune di Sant Omobono Terme (BG) Stefano Oliveri*, Daniele Fraternali** e Alberto Girotti** * Ecometrics srl,** Servizi Territorio stefano.oliveri@ecometrics.it, daniele@serviziterritorio.it

2 1 Riepilogo esecutivo Lo studio rappresenta una valutazione di pre-fattibilità in merito alla possibilità di realizzare, nel territorio di Sant Omobono Terme (BG), una piccola rete di teleriscaldamento alimentata da biomassa legnosa ed orientata alla sola produzione di energia termica. A partire da un censimento delle utenze che il Comune ha ritenuto allacciabili al servizio, è stato valutato il fabbisogno termico annuo complessivo espresso da tali utenze, definita la configurazione generale della rete e prospettato il dimensionamento del sistema. Si è poi compiuta una analisi di fattibilità economica dell iniziativa, con un bilancio energetico ed economico. L analisi è stata integrata con valutazioni di sensitività rispetto ad alcuni dei parametri chiave nella determinazione dei costi e dei ricavi. Parallelamente alle valutazioni inerenti il sistema di teleriscaldamento e la sua sostenibilità da un punto di vista tecnico-economico, il documento riporta i risultati di un indagine finalizzata a verificare se il contesto territoriale esprima il potenziale di biomassa necessaria all alimentazione della rete (sia da gestione forestale che scarti della prima lavorazione del legno) ed i relativi costi di approvvigionamento del combustibile. Lo studio si conclude con valutazioni preliminari in merito a possibili modalità di organizzazione della filiera e del servizio di distribuzione del calore.

3 2 SOMMARIO 1 INTRODUZIONE 7 2 IL COMUNE DI SANT OMOBONO TERME: CARATTERISTICHE PRINCIPALI DEL TERRITORIO CONFORMAZIONE DELLA RETE VIARIA 8 3 CENSIMENTO DELLE UTENZE POTENZIALMENTE ALLACCIABILI I DATI SUI CONSUMI TERMICI DELLE UTENZE I VALORI COMPLESSIVI DI CONSUMO 13 4 DIMENSIONAMENTO E BILANCIO ENERGETICO. FASE CALCOLO E DIMENSIONAMENTO IDRAULICO DELLA RETE DIMENSIONAMENTO DELLA CENTRALE IL CONSUMO DI ENERGIA PRIMARIA (BIOMASSA E GAS NATURALE) ENERGIA FORNITA ALL UTENZA 27 5 BILANCIO ECONOMICO STIMA DEGLI INVESTIMENTI NECESSARI BILANCIO ECONOMICO ANNUO DELLA GESTIONE ANALISI ECONOMICO-FINANZIARIA DEL PROGETTO 40 6 ANALISI DI SENSITIVITÀ IL PESO DEL COSTO DELLA BIOMASSA IL PESO DEGLI ONERI FINANZIARI 45 7 IMPATTO SUL PIANO ECONOMICO FINANZIARIO DELLA IPOTESI DI SVILUPPO SU SOLA FASE BILANCIO ENERGETICO BILANCIO ECONOMICO BILANCIO ECONOMICO ANNUO DELLA GESTIONE ANALISI ECONOMICO-FINANZIARIA DEL PROGETTO 60 8 STIMA DEL POTENZIALE DI BIOMASSA DISPONIBILE A SCALA LOCALE MATERIALE DI ORIGINE FORESTALE SCARTI DELLA PRIMA LAVORAZIONE DEL LEGNO POTENZIALE COMPLESSIVO 84 9 VALUTAZIONI SULL OPPORTUNITÀ E LE CRITICITÀ DEL PROGETTO CONCLUSIONI 91

4 3 Indice delle Tabelle Tabella 3.1. Quadro delle utenze più facilmente allacciabili alla rete di teleriscaldamento. Fase 1. Definizione dei fabbisogni di potenza alla punta (kwt) e di energia su base annua (kwht/anno). Fonte: nostra elaborazione Tabella 3.2. Quadro delle utenze più facilmente allacciabili alla rete di teleriscaldamento. Fase 2. Definizione dei fabbisogni di potenza alla punta (kwt) e di energia su base annua (kwht/anno). Fonte: nostra elaborazione Tabella 4.1. Stima della lunghezza dei tratti con diametri commerciali (stacchi compresi). Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Tabella 4.2. Stima della lunghezza dei tratti con diametri commerciali (stacchi compresi). Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Tabella 5.1. Calcolo dei costi di realizzazione della rete di teleriscaldamento nell ipotesi di massima estensione. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Tabella 5.2. Elenco e costi delle sottostazioni di utenza nella ipotesi di massima estensione. Fase 2. Si assume che le sottostazioni di utenza vengano fornite agli utenti senza costi (comodato d uso). Fonte: nostra elaborazione Tabella 5.3. Riepilogo dei costi di investimento. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Tabella 5.4. Calcolo della tariffe di fornitura del calore all utenza. Fonte: nostra elaborazione.. 37 Tabella 5.5. Bilancio costi-ricavi. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Tabella 7.1. Calcolo dei costi di realizzazione della rete di teleriscaldamento nell ipotesi di massima estensione. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Tabella 7.2. Elenco e costi delle sottostazioni di utenza nella ipotesi di massima estensione. Fase 1. Si assume che le sottostazioni di utenza vengano fornite agli utenti senza costi (comodato d uso). Fonte: nostra elaborazione Tabella 7.3. Riepilogo dei costi di investimento. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Tabella 7.4. Bilancio costi-ricavi. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Tabella 8.1. Estensione delle diverse tipologie forestali sul territorio di Valle Imagna. Fonte: Piano di Indirizzo Forestale Tabella 8.2. Destinazione funzionale delle superfici boschive del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna. Fonte: Piano di Indirizzo Forestale Tabella 8.3. Classificazione dei tracciati d interesse agro-silvo-pastorale. Fonte: allegato alla delibera di Giunta Regionale n. VII/14016 del 8 agosto

5 4 Tabella 8.4. Estensione della viabilità agro silvo pastorale per classe di percorribilità. Fonte: nostra elaborazione Tabella 8.5. Livello di accessibilità delle aree boscate del territorio di Valle Imagna. Fonte: Piano di Indirizzo Forestale Tabella 8.6. Valori di potenziale lordo e netto sul territorio della Comunità Montana di Valle Imagna. Fonte: nostra elaborazione da dati progetto BioEnerGIS Tabella 8.7. Valori di provvigione unitaria delle tipologie forestali governate a ceduo, in funzione della destinazione funzionale. Fonte: dato BioEnerGIS su database regionale Piani di Assestamento Forestale Tabella 8.8. Quota dei livelli di potenziale stimati già sfruttata, sulla base dei dati S.I.Ta.B. Fonte: nostra elaborazione Tabella 8.9. Categoria di appartenenza delle unità produttive che, in Valle Imagna, producono scarti della prima lavorazione del legno. Fonte: nostra elaborazione Tabella Sintesi della survey sulla disponibilità di scarti vergini di prima lavorazione del legno disponibili sul territorio della Valle Imagna. Fonte: nostra elaborazione Tabella Per categoria di azienda, quantitative di scarti vergini della prima lavorazione del legno potenzialmente intercettabili da filiere legno-energia. Fonte: nostra elaborazione Tabella Per tipologia di materiale, quantitativi di scarti vergini della prima lavorazione del legno potenzialmente intercettabili da filiere legno-energia in Valle Imagna. Fonte: nostra elaborazione Tabella Per tipologia di materiale, definizione dei quantitativi di scarto disponibili con indicazione della distanza rispetto alla caldaia che alimenta la rete di teleriscaldamento oggetto di studio. Fonte: nostra elaborazione Tabella Potenziale, su base comunale, espresso dal territorio di Valle Imagna. Fonte: nostra elaborazione Tabella Principali parametri riassuntivi dell ipotesi di sviluppo del progetto in configurazione Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Tabella Principali parametri riassuntivi dell ipotesi di sviluppo del progetto in configurazione Fase 1. Fonte: nostra elaborazione... 93

6 5 Indice delle Figure Figura 2.1. Rete viaria di Sant Omobono Terme (BG) per la parte del paese a livello della quale si studia la fattibilità dell impianto. Fonte: nostra elaborazione... 9 Figura 3.1. Localizzazione degli edifici identificati dal Comune per un allacciamento prioritario alla rete di teleriscaldamento, con indicazione di ambiti di espansione previsti e possibile localizzazione impianto. Fonte: nostra elaborazione Figura 3.2. Distinzione delle utenze allacciabili in Fase 1 e in Fase 2 (massima espansione). Fonte: nostra elaborazione Figura 4.1. Schema di tracciato e dettaglio dei diametri della rete di teleriscaldamento per il collegamento di tutte le utenze potenzialmente allacciabili censite. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Figura 4.2. Calcolo preliminare dell andamento delle pressioni lungo il percorso più sfavorito per effetto delle perdite di carico. Per garantire una adeguata pressione a monte dell utenza più lontana, anche nella situazione di tubi vecchi) è necessario prevedere una prevalenza fornita dalle pompe di almeno 35 m.c.a. (metri colonna di acqua). Fonte: nostra elaborazione Figura 4.3. Bilancio energetico su base annua (funzionamento a regime). Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Figura 4.4. Diagramma di durata del carico termico (riscaldamento + acs) al netto delle perdite di distribuzione. Fase 2 (massima quota di utenza allacciata). Fonte: nostra elaborazione Figura 5.1. Analisi economica. Metodo del DCF-Discounted Cash Flow. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Figura 5.2. Verifica di sostenibilità finanziaria. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Figura 6.1. Verifica di sostenibilità finanziaria. Analisi di sensitività. Costo biomassa: 80 /t. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Figura 6.2. Verifica di sostenibilità finanziaria. Analisi di sensitività. Finanziamento agevolato per il 100% dell investimento (0.5% su 15 anni). Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Figura 6.3. Verifica di sostenibilità finanziaria. Analisi di sensitività. Finanziamento a tasso ordinario per tutto l investimento (3.5% su 15 anni). Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Figura 7.1. Schema di tracciato e dettaglio dei diametri della rete di teleriscaldamento per il collegamento di tutte le utenze di Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Figura 7.2. Bilancio energetico su base annua (funzionamento a regime). Fase 1. Fonte: nostra elaborazione... 52

7 6 Figura 7.3. Analisi economica. Metodo del DCF-Discounted Cash Flow. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Figura 7.4. Verifica di sostenibilità finanziaria. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Figura 8.1. Distribuzione territoriale delle foreste in Comunità Montana di Valle Imagna, con evidenziazione dei boschi di proprietà pubblica (Foresta Regionale Monte Resegone). Fonte: nostra elaborazione Figura 8.2. Mappa del livello di accessibilità delle aree boscate del territorio di Valle Imagna. Fonte: Piano di Indirizzo Forestale Figura 8.3. Distribuzione territoriale, a livello del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna, del potenziale di biomassa stimato tramite la proxy dell incremento complessivo. Fonte: nostra elaborazione da dati BioEnerGIS Figura 8.4. Distribuzione territoriale, a livello del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna, del potenziale di biomassa stimato tramite la proxy dell incremento netto. Fonte: nostra elaborazione da dati BioEnerGIS Figura 8.5. Distribuzione territoriale, a livello del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna, del potenziale di biomassa stimato tramite la proxy della ripresa complessiva. Fonte: nostra elaborazione da dati BioEnerGIS Figura 8.6. Distribuzione territoriale, a livello del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna, del potenziale di biomassa stimato tramite la proxy della ripresa netta. Fonte: nostra elaborazione da dati BioEnerGIS Figura 8.7. Espresso per classi di distanza da Sant Omobono Terme, potenziale (t/anno) totale e dai settori forestale e lavorazione del legno, con indicazione dei fabbisogni per approvvigionamento centrale termica in Fase 2 e Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Figura 9.1. Matrice SWOT che evidenzia punti di forza, punti di debolezza, opportunità e minacce legate al progetto di realizzazione di una rete di teleriscaldamento alimentata a biomasse nel comune di Piazzatorre. Fonte: nostra elaborazione... 90

8 7 1 Introduzione Le regioni aderenti al progetto Factor20 (Forwarding demonstrative ACTions On a Regional and local scale to reach EU targets of the European Plan"20/20/20". hanno avviato attività di studio e discussione per identificare delle azioni guida, ovvero misure che si caratterizzano per un elevato potenziale di replicabilità sul territorio, che possano dare impulso alla realizzazione di azioni prioritarie per gli Enti locali in tema di energie rinnovabili. In Lombardia, ed in particolare nella Provincia di Bergamo, si sta cercando di approfondire la possibilità di realizzare piccole reti di teleriscaldamento che permettano la valorizzazione delle biomasse reperibili a scala locale. L attività di approfondimento di questa azione, con il supporto di Finlombarda Spa, ha previsto innanzitutto l identificazione di Comuni interessati a valutare la fattibilità di iniziative volte all utilizzo di biomassa forestale a servizio di utenze calore. Nei comuni individuati (Piazzatorre e Sant Omobono Terme) è stata quindi effettuata un analisi di fattibilità tecnico-economica di scenari di utilizzo della biomassa a fini energetici e di individuazione delle possibili modalità di organizzazione e gestione della filiera, con predisposizione di uno schema di capitolato tecnico, da potersi utilizzare da parte delle amministrazioni comunali, per l avvio di una gara per la progettazione definitiva, progettazione esecutiva e la realizzazione di una centrale termica / di cogenerazione e della relativa rete di teleriscaldamento. Il presente documento riporta i risultati dello studio di fattibilità relativi al caso del Comune di Sant Omobono Terme.

9 8 2 Il Comune di Sant Omobono Terme: caratteristiche principali del territorio Sant Omobono Terme (BG) è un Comune della Valle Imagna. E situato a una quota di 427 m s.l.m. e ha una estensione territoriale di 10 km 2 c. ca. Il paese dista 17 km c. ca dal capoluogo di Provincia, Bergamo, e confina con le municipalità di Bedulita, Berbenno, Corna Imagna, Costa Valle Imagna, Roncola, Rota d Imagna e Valsecca. Secondo i dati ISTAT, al 1 gennaio 2010 vi risultavano abitanti residenti, con una densità abitativa di 327 ab/km 2 c. ca e un numero di abitanti in costante crescita nel corso degli ultimi 50 anni. Sant Omobono, collocato in posizione intermedia fra i comuni montani e l area di pianura, è il centro principale della Valle Imagna. L abitato è caratterizzato da un nucleo principale che si è sviluppato lungo il fondovalle e da diverse frazioni che, su entrambi i versanti orografici, occupano le posizioni di mezzacosta. Come si può evincere dal Piano d Azione per l Energia Sostenibile (PAES), recentemente approvato dalla Amministrazione Comunale, sotto la spinta dell attività edilizia, le diverse frazioni stanno lentamente andando a fondersi. Lo stesso Piano evidenzia che il Comune a differenza di quasi tutti quelli limitrofi, è dotato anche di una zona a destinazione prevalentemente produttiva, agevolato in questo dalla presenza di una porzione di territorio pianeggiante sul fondovalle. Il clima, dal punto di vista del fabbisogno del riscaldamento, è caratterizzato da gradi giorno. Il Comune è quindi collocato in Zona Climatica E (possibilità di accensione riscaldamento per 14 ore/g nell intervallo temporale 15 ottobre 15 aprile). 2.1 Conformazione della rete viaria Poiché una rete di teleriscaldamento a carattere pubblico deve necessariamente svilupparsi lungo il tracciato della rete viaria, questa va analizzata sia dal punto di vista geometrico (per individuare i percorsi più brevi per il raggiungimento delle utenze individuate) sia logistico, ovvero considerando le eventuali servitù pre-esistenti nel sottosuolo. La parte centrale del comune di Sant Omobono, quella più idonea per l eventuale posa di una rete di teleriscaldamento in virtù della maggiore concentrazione di utenze sia pubbliche che private (rif. par. Censimento delle utenze potenzialmente allacciabili ), si sviluppa lungo (Figura 2.1): Via Vittorio Veneto, l arteria principale che attraversa il centro urbano, sull asse Sud Nord;

10 9 Via Giovanni Personeni, strada parallela alla precedente sulla quale si affacciano diverse utenze di notevole interesse ai fini del teleriscaldamento; Viale alle Fonti e Via IV Novembre, che si dipartono da Via Vittorio Veneto alla sua estremità settentrionale e dirigono la prima verso Ovest e la seconda verso Nord. Figura 2.1. Rete viaria di Sant Omobono Terme (BG) per la parte del paese a livello della quale si studia la fattibilità dell impianto. Fonte: nostra elaborazione

11 10 3 Censimento delle utenze potenzialmente allacciabili In collaborazione con il Comune di Sant Omobono Terme sono stati individuati una serie di edifici considerati quali utenze potenzialmente allacciabili, in quanto collocate a breve distanza dal tracciato della rete dorsale prevista e caratterizzate da dimensioni tali da rendere possibile la loro acquisizione da parte del servizio di teleriscaldamento. Si tratta, in sostanza, di (Figura 3.1): utenze pubbliche: o in capo al Comune: Municipio; scuola elementare; scuola media; o case ALER; o caserma e abitazioni dei Carabinieri; o ambulatorio ASL; o ufficio postale; o piscina, in fase di costruzione, che sarà inizialmente gestita alla Comunità Montana e, in prospettiva, da una società polisportiva locale; una serie di utenze assimilabili alle pubbliche: o della Diocesi locale: Chiesa; casa parrocchiale; oratorio; scuola materna; sala polivalente; o bocciodromo e palestra, intestate a società polisportiva locale; utenze private: o edifici che ospitano abitazioni private, negozi e uffici; o banca; o farmacia; tre ambiti territoriali di futura espansione: o due di carattere residenziale. Il primo (codice A1, nella Figura seguente) già in fase di costruzione; o uno di tipo artigianale. Nel corso delle indagini finalizzate alla stima dei quantitativi di scarti della prima lavorazione del legno disponibili in Valle Imagna (rif. par. Scarti della prima lavorazione del legno ) è stata inoltre intercettata una segheria sita in Sant Omobono che, oltre a dichiararsi disponibile alla fornitura di propri materiali di scarto per una eventuale filiera, ha manifestato il proprio interesse in merito alla possibilità di:

12 11 ospitare la centrale di produzione calore nei propri spazi; allacciarsi alla rete di teleriscaldamento, con sostituzione della propria caldaia. Figura 3.1. Localizzazione degli edifici identificati dal Comune per un allacciamento prioritario alla rete di teleriscaldamento, con indicazione di ambiti di espansione previsti e possibile localizzazione impianto. Fonte: nostra elaborazione 3.1 I dati sui consumi termici delle utenze Per tutti gli edifici ritenuti potenzialmente allacciabili è stata poi compiuta, in collaborazione con l Amministrazione Comunale, un indagine finalizzata ad ottenere dati ed informazioni in merito a: superficie lorda pavimentata (m 2 ). Dato reso disponibile per tutti gli edifici; volumetria da riscaldare (m 3 ). Dato reso disponibile per tutti gli edifici;

13 12 consumi annuali di energia termica (m 3 di metano) 1. Dati disponibili in via diretta Alcuni degli edifici pubblici e assimilabili ai pubblici hanno fornito dati di consumo di metano derivati da analisi diretta delle fatture e con informazioni a risoluzione temporale sino a mensile. Si tratta, in particolare, di: palestra, Chiesa, casa parrocchiale, oratorio, sala polivalente, scuola materna, scuola elementare, scuola media e Municipio. Per ciascuno di questi edifici è stato quindi possibile determinare in modo piuttosto attendibile i consumi annui di energia termica (kwh/anno) e, quindi, alcuni parametri descrittivi dei fabbisogni attesi delle utenze al netto di un rendimento convenzionale (85%) delle caldaie esistenti. In particolare: fabbisogno di punta (kw); consumo specifico annuo di metano (kwh/m 2 /anno); fabbisogno termico annuo (kwh/anno); fabbisogno termico specifico annuo (kwh/m 2 /anno). Tra i dati di consumo attuale dichiarati possiamo includere anche quelli relativi alla segheria, che potrebbe ospitare la centrale termica ed allacciarsi alla rete di teleriscaldamento. Il Gestore dell impianto ha infatti comunicato la potenza della caldaia attualmente in uso ed i propri consumi termici ed elettrici annuali Dati stimati Fabbisogno termico per riscaldamento A tutti gli edifici per i quali non è stato fornito un dato effettivo di consumo è stato associato, tramite valutazione esperta, un dato di fabbisogno termico specifico annuo (kwh/m 2 /anno). Questo, già al netto dei rendimenti di combustione, è stato direttamente utilizzato, note la superficie lorda pavimentata e la volumetria da riscaldare di ogni singola utenza, per il calcolo dei parametri descrittivi dei fabbisogni delle utenze. Questi i valori di fabbisogno termico attribuiti alle diverse classi di edifici: piscina: 300 kwh/m 2 /anno; 1 Fra quelle censite, non sono emerse centrali termiche a gasolio. Soltanto una utenza fra quelle condominiali (# 9), inoltre, pare avere impianto di riscaldamento centralizzato.

14 13 bocciodromo comunale e albergo: 120 kwh/m 2 /anno; tutti gli altri edifici: 90 kwh/m 2 /anno; volumetrie nei lotti di nuova realizzazione: 60 kwh/m 2 /anno. Tutti i dati stimati dovranno naturalmente essere approfonditi in futuro sulla base di un censimento dei consumi effettivi attuali Fabbisogno termico per usi di acqua calda sanitaria La stima del fabbisogno di acqua calda sanitaria (acs) è stata effettuata seguendo, per quanto possibile, i criteri indicati dalla norma UNI/TS In base a questa norma: il fabbisogno di acs per il settore residenziale viene calcolato in proporzione alla superficie dell alloggio; per gli edifici di tipo non residenziale: o viene posto a 0 il fabbisogno di acs per usi terziari (banche, uffici, negozi,ecc.); o per gli alberghi si utilizza il numero di posti letto (dato stimato, poiché non reso disponibile in via diretta per la struttura interessata); o per gli impianti sportivi si parte dal numero di docce installate (altro dato stimato, in quanto non disponibile per via diretta) o per le scuole materne il dato di partenza è il numero di bambini (stimato, assumendo 25 m 2 /bambino). 3.2 I valori complessivi di consumo I dati ottenuti vengono presentati con due diversi livelli di aggregazione, che corrisponderanno a due diverse configurazioni di allacciamento delle utenze (Figura 3.2): Fase 1 (Tabella 3.1). Comprende tutti gli edifici pubblici, quelli assimilabili a pubblici, il centro commerciale (codice A3 in Tabella e in Figura), il lotto residenziale A1 (il Comune ci ha comunicato che sono in fase di avvio i lavori di realizzazione) e l unico edificio residenziale privato con riscaldamento centralizzato censito. Questa fase, di estensione più limitata rispetto al caso successivo, comprende le utenze più facilmente allacciabili; Fase 2 (Tabella 3.2), di massima espansione. Comprende tutti gli edifici censiti come potenzialmente allacciabili, ad eccezione di quelli con un fabbisogno di punta inferiore ai 60 kw. Si tratta della configurazione di rete più interessante (massimizzazione dell energia termica ceduta all utenza) e che, di conseguenza, verrà considerata quale ipotesi di riferimento per le successive valutazioni di fattibilità dell impianto. Da segnalare che la soluzione della Fase 2 dovrà anche farsi carico, durante una eventuale progettazione esecutiva, di uno specifico approfondimento sugli edifici dotati di impianti autonomi di appartamento. Ciò per individuare soluzioni tecnologiche adeguate

15 14 (tipicamente i moduli satellitari) per il passaggio a centralizzato, mantenendo tutti i vantaggi della soluzione gestibile in autonomia dagli utenti. Figura 3.2. Distinzione delle utenze allacciabili in Fase 1 e in Fase 2 (massima espansione). Fonte: nostra elaborazione Le aree di espansione A2 (artigianale) e A4 (residenziale) sono state contemplate solo nel dimensionamento della dorsale della rete. Queste infatti, pur essendo previste dal Piano Regolatore Generale del Comune, sono tuttora di incerta realizzazione (comunicazione personale dell Ufficio Tecnico del Comune di Sant Omobono Terme). Dal set di dati raccolti e stimati secondo le modalità indicate ai paragrafi precedenti è emerso che: Fase 2, massima estensione (Tabella 3.2): o la potenza massima richiesta alla rete, considerata come la somma delle potenze richieste da tutte le utenze, è risultata pari a kwt;

16 15 o applicando un fattore di contemporaneità pari a 0.8, elemento che tipicamente caratterizza la domanda di calore di una rete collettiva e che consente di limitare la potenza massima effettivamente richiesta al sistema di teleriscaldamento, la massima potenza richiesta su cui dimensionare la centrale è risultata pari a kwt; Fase 1 (Tabella 3.1): o la potenza massima richiesta alla rete, considerata come la somma delle potenze richieste da tutte le utenze, è risultata pari a kwt, che scendono a 2'305 kwt applicando 0.8 quale fattore di contemporaneità. La stima della potenza di punta è stata effettuata sulla sola domanda di riscaldamento considerando che i carichi di punta dell acs, intensi ma di breve durata, verranno ammortizzati dalla capacità termica della rete che agisce come un capiente serbatoio di accumulo del calore. Questi dati di fabbisogno termico emergono, come si è detto, dall esame di dati di consumo registrati da alcune delle utenze individuate come allacciabili. Trattandosi di un progetto che si propone di operare nella prospettiva di lungo periodo, potrà essere necessario approfondire l analisi della domanda in modo più dettagliato prima di una fase progettuale finale. Al fine di: aumentare la base statistica dei dati di riferimento mediante un censimento porta a porta degli attuali consumi registrati da tutte le utenze individuate come allacciabili; verificare se alcune delle utenze previste siano in procinto di attuare modifiche degli impianti termici, anche a fronte degli adempimenti previsti dalla normativa di Regione Lombarda (valvole termostatiche, contabilizzazione individuale del calore); verificare l eventuale presenza, presso le utenze, di boiler elettrici per la produzione di acqua calda sanitaria. In tal caso potrebbe verificarsi che il corrispondente fabbisogno di acs non sarebbe trasferibile al servizio di teleriscaldamento, a meno di modifiche importanti dell impianto all interno delle abitazioni. Questi interventi di miglioramento delle caratteristiche energetiche degli edifici porterebbero, da una parte, a una minore domanda di energia da acquistare dalla rete di teleriscaldamento. Dall altra, però, potrebbero essere considerati come una occasione di fornitura di un pacchetto di servizi integrati che il Gestore della rete potrebbe offrire, proponendo di inserire tali modifiche all interno della fornitura complessiva del nuovo servizio (sottostazione di teleriscaldamento + sistemi di contabilizzazione del calore).

17 16 Tabella 3.1. Quadro delle utenze più facilmente allacciabili alla rete di teleriscaldamento. Fase 1. Definizione dei fabbisogni di potenza alla punta (kwt) e di energia su base annua (kwht/anno). Fonte: nostra elaborazione Progetto Factor-20 Comune di: Sant'Omobono Terme (BG) Censimento delle utenze potenzialmente allacciabili alla rete di teleriscaldameto Dati rilevati Parametri calcolati/stimati Dati utenze allacciabili Edifici Volume slp TOTALE consumi rilevati Fabbisogno annuo specifico potenza specifica stimata Fabbisigno netto rilevato o stimato allacciabile Volume lordo allacciabile Fabbisogno di punta Fabbisogno annuo di calore (kwh/a) mc mq mc ch4/ anno kwh/mq/a W/mc kwh/a Fase 1 mc kw riscaldamento acs Totale 1 Piscina Comunità Montana (in Costruzione) 9'000 1' '714 si 9' '714 13' '145 2 Bocciodromo Comunale 3' '000 si 3' '000-30'000 3 Palestra Comunale 10' ' '236 si 10' ' '236 4 Case Popolari 5'000 1' '000 si 5' '000 17' '596 5 Banca 2' '000 si 2' '000 8'735 68'735 6 Condominio + Negozi 2' ' Condominio + Bar 2' ' Condominio + Banca Negozi 3'800 1' ' Condominio + Negozi (centralizzato) 5'000 1' '000 si 5' '000 17' ' Albergo 3'000 1' '000 si 3' '000 6' ' Condominio + Bar 1' ' Condominio + Bar 4'000 1' ' Caserma + Abitazioni ' Chiesa 3' ' '167 si 3' '167-40' Casa Parrocchiale ' '357 si '613 4'744 27' Poste + Abitazioni 2' '000 si 2' '000 8'735 68' Oratorio ' ' Sala Comunità Polivalente 1' ' '293 si 1' '293-22' Scuola Materna 3' ' '081 si 3' '174 6'907 55' Condominio 1' ' Condominio 1' ' Scuola Elementare 7'000 2'000 30' '270 si 7' ' ' Condominio 2' ' Uffici + Negozi 2' ' Sede ASL 4'000 1' '000 si 4' ' ' Condominio 6'000 2' ' Condominio 4'500 1' ' Farmacia 1' '000 si 1' '000 5'142 35' Condominio + Negozi 1' ' Condominio + Negozi 2' ' Condominio + Negozi 3'000 1' ' Condominio + Bar 4'000 1' ' Municipio 3'300 1'100 13' '835 si 3' ' ' Scuola Media 8'400 2'800 35' '409 si 8' ' ' MAGER Segheria 15'000 5'000 12' '720 si 15' ' '720 Nuovi insediamenti previsti a breve termine - - A1 Nuovo insediamento Residenziale in Costruzione 15'000 5' '000 si 15' '000 40' '751 Nuovi insediamenti previsti a lungo termine A2 Nuovo insediamento Artigianale in Costruzione 100'000 20' '200' A3 Insediamento Commerciale 40'000 5' '857 si 40' ' '857 A4 Nuovo insediamento Residenziale in Previsione 10'000 3' ' Totali 297'500 72'024 5'581' '100 2'881 2'785' '352 2'915'641 Fatt. contemporaneità 80% potenza effettiva (kw) 2'305

18 17 Tabella 3.2. Quadro delle utenze più facilmente allacciabili alla rete di teleriscaldamento. Fase 2. Definizione dei fabbisogni di potenza alla punta (kwt) e di energia su base annua (kwht/anno). Fonte: nostra elaborazione Progetto Factor-20 Comune di: Sant'Omobono Terme (BG) Censimento delle utenze potenzialmente allacciabili alla rete di teleriscaldameto Dati rilevati Parametri calcolati/stimati Dati utenze allacciabili Edifici Volume slp TOTALE consumi rilevati Fabbisogno annuo specifico potenza specifica stimata Fabbisigno netto rilevato o stimato allacciabile Volume lordo allacciabile Fabbisogno di punta Fabbisogno annuo di calore (kwh/a) mc mq mc ch4/ anno kwh/mq/a W/mc kwh/a Fase 2 mc kw riscaldamento acs Totale 1 Piscina Comunità Montana (in Costruzione) 9'000 1' '714 si 9' '714 13' '145 2 Bocciodromo Comunale 3' '000 si 3' '000-30'000 3 Palestra Comunale 10' ' '236 si 10' ' '236 4 Case Popolari 5'000 1' '000 si 5' '000 17' '596 5 Banca 2' '000 si 2' '000 8'735 68'735 6 Condominio + Negozi 2' '000 si 2' '000 10'359 85'359 7 Condominio + Bar 2' '000 si 2' '000 11'296 95'296 8 Condominio + Banca Negozi 3'800 1' '000 si 3' '000 14' '267 9 Condominio + Negozi (centralizzato) 5'000 1' '000 si 5' '000 17' ' Albergo 3'000 1' '000 si 3' '000 6' ' Condominio + Bar 1' ' Condominio + Bar 4'000 1' '000 si 4' '000 14' ' Caserma + Abitazioni '000 si '000 4'744 31' Chiesa 3' ' '167 si 3' '167-40' Casa Parrocchiale ' '357 si '613 4'744 27' Poste + Abitazioni 2' '000 si 2' '000 8'735 68' Oratorio ' '439 si '439-16' Sala Comunità Polivalente 1' ' '293 si 1' '293-22' Scuola Materna 3' ' '081 si 3' '174 6'907 55' Condominio 1' ' Condominio 1' ' Scuola Elementare 7'000 2'000 30' '270 si 7' ' ' Condominio 2' '000 si 2' '000 11'296 95' Uffici + Negozi 2' '000 si 2' '000-75' Sede ASL 4'000 1' '000 si 4' ' ' Condominio 6'000 2' '000 si 6' '000 20' ' Condominio 4'500 1' '000 si 4' '000 16' ' Farmacia 1' '000 si 1' '000 5'142 35' Condominio + Negozi 1' ' Condominio + Negozi 2' '000 si 2' '000 10'359 85' Condominio + Negozi 3'000 1' '000 si 3' '000 11' ' Condominio + Bar 4'000 1' '000 si 4' '000 14' ' Municipio 3'300 1'100 13' '835 si 3' ' ' Scuola Media 8'400 2'800 35' '409 si 8' ' ' MAGER Segheria 15'000 5'000 12' '720 si 15' ' '720 Nuovi insediamenti previsti a breve termine - - A1 Nuovo insediamento Residenziale in Costruzione 15'000 5' '000 si 15' '000 40' '751 Nuovi insediamenti previsti a lungo termine A2 Nuovo insediamento Artigianale in Costruzione 100'000 20' '200' A3 Insediamento Commerciale 40'000 5' '857 si 40' ' '857 A4 Nuovo insediamento Residenziale in Previsione 10'000 3' ' Totali 297'500 72'024 5'581' '200 3'876 3'980' '718 4'251'446 Fatt. contemporaneità 80% potenza effettiva (kw) 3'100

19 18 4 Dimensionamento e Bilancio Energetico. Fase 2 A partire dalla distribuzione geografica delle utenze potenzialmente allacciabili alla rete di distribuzione del calore e sulla base del fabbisogno termico annuo da loro espresso, è stata sviluppata una analisi volta a dimensionare il teleriscaldamento e a caratterizzare il sistema dal punto di vista energetico. Vengono qui presentati i risultati ottenuti nell ipotesi di massima estensione della rete (Fase 2). Raffrontata con la configurazione limitata alla Fase 1, questa opzione dimostra infatti performance sia economiche che finanziarie significativamente migliori e dovrebbe essere assunta quale orientamento di riferimento per l eventuale sviluppo futuro del progetto. Questi i passaggi affrontati in questa fase dello studio: calcolo e dimensionamento idraulico della struttura di una rete di teleriscaldamento capace di alimentare le utenze individuate e considerate potenzialmente allacciabili (Fase 2); dimensionamento della centrale; definizione del bilancio energetico di una tipica gestione annuale, ovvero: o energia ceduta (fatturata) alle utenze; o energia necessaria alla centrale (biomassa + gas naturale per la caldaia di integrazione); o energia spesa per il funzionamento degli impianti (pompaggio + meccanismi di centrale); I paragrafi seguenti ripercorrono i punti sopra esposti. 4.1 Calcolo e dimensionamento idraulico della rete Dimensionamento della rete La rete è stata configurata assumendo, quale punto di partenza, gli spazi che sarebbero resi disponibili dalla segheria (rif. par. Censimento delle utenze potenzialmente allacciabili ). Sfruttando tale area, infatti, la centrale termica verrebbe localizzata in un sito baricentrico rispetto alle utenze da allacciare (con conseguente possibilità di limitare i diametri della rete dorsale che si suddividerebbe in due direzioni opposte) ed in un contesto idoneo per la gestione e movimentazione delle biomasse. Il dimensionamento idraulico della rete è stato effettuato comunque considerando una ipotesi di allacciamento di tutte le utenze censite, permettendo dunque l allacciamento futuro anche di utenze che nelle fasi iniziali di sviluppo del progetto non dovessero venire allacciate (es. lotti di espansione A2 e A4).

20 19 I diametri che provengono dal dimensionamento idraulico della rete sono stati calcolati per alimentare le utenze individuate nelle situazioni di punta, mantenendo lungo tutta la rete una perdita di carico ottimale, ovvero non superiore a 10 mm di colonna d acqua per metro di tubazione. Il risultato di questa fase progettuale è riportato schematicamente in Figura 4.1, in cui è descritta la struttura della rete di teleriscaldamento sovrapposta alla mappa del territorio interessato dal progetto. Come si può notare, il dimensionamento ha previsto un diametro alla partenza DN 250. Il calcolo dei diametri della rete è stato basato, come già evidenziato in precedenza, sulla situazione di massimo possibile sviluppo dell utenza. In Tabella 4.1 è sintetizzata la lunghezza complessiva della rete di teleriscaldamento, con evidenziazione della consistenza dei tratti assegnati ai diversi diametri nominali. L estensione complessiva della rete, intesa come lunghezza dello scavo, quindi di rete composta da doppio tubo affiancato, è risultata pari a metri c. ca. Figura 4.1. Schema di tracciato e dettaglio dei diametri della rete di teleriscaldamento per il collegamento di tutte le utenze potenzialmente allacciabili censite. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione

21 20 Tabella 4.1. Stima della lunghezza dei tratti con diametri commerciali (stacchi compresi). Fase 2. Fonte: nostra elaborazione metri tubatura (m) x tipologia di diametro (DN) DN totale Lunghezza (m) '260 Con riferimento alla situazione transitoria di Fase 1, la componente dorsale manterrà gli stessi diametri sopra riportati. In questo caso, saranno assenti i tratti necessari al collegamento delle utenze che, in Fase 1, non si prevede di allacciare. La lunghezza complessiva della rete, in questo caso, scende a 1'942. metri c. ca (Tabella 4.2). Tabella 4.2. Stima della lunghezza dei tratti con diametri commerciali (stacchi compresi). Fase 1. Fonte: nostra elaborazione metri tubatura (m) x tipologia di diametro (DN) DN totale Lunghezza (m) ' Curva piezometrica della rete e Potenza di pompaggio necessaria Per definire la potenza di pompaggio necessaria a garantire una prevalenza minima di 10 mca anche alla utenza più sfavorita, è stato effettuato il calcolo delle perdite di carico lungo un percorso scelto in modo da rappresentare il percorso più sfavorito in termini di perdite di carico. Sul percorso è stata calcolata la curva piezometrica di andata e ritorno tra la centrale di pompaggio e l utenza più sfavorita. Ne è risultata la curva piezometrica riportata in Figura 4.2. Sulla curva sono riportate due diverse linee: quella continua relativa al caso dei tubi nuovi; la seconda (tratteggiata) si riferisce alla situazione, successiva, di tubi vecchi. In sede di progettazione esecutiva questo calcolo dovrà essere maggiormente dettagliato. Si può notare che la massima prevalenza necessaria che il gruppo di pompe dovrà imprimere al flusso è stimata pari a 35 mca.

22 ,000 1,500 2,000 2,500 Altezza piezometrica tubi nuovi Figura 4.2. Calcolo preliminare dell andamento delle pressioni lungo il percorso più sfavorito per effetto delle perdite di carico. Per garantire una adeguata pressione a monte dell utenza più lontana, anche nella situazione di tubi vecchi) è necessario prevedere una prevalenza fornita dalle pompe di almeno 35 m.c.a. (metri colonna di acqua). Fonte: nostra elaborazione 4.2 Dimensionamento della centrale Per procedere al dimensionamento della centrale e delle varie componenti il sistema di teleriscaldamento, è cruciale conoscere l andamento nel tempo del carico termico cui la centrale di produzione dell energia termica (ed elettrica) deve fare fronte in modo continuo. Infatti, dalla conoscenza dell andamento della domanda di energia durante l anno si potrà arrivare alla selezione delle componenti di centrale termica più adatte alla fornitura del servizio termico, anche tenendo in conto la convenienza economica. Per svolgere questa attività le operazioni compiute sono state le seguenti: simulazione con modello matematico dell andamento della domanda termica nelle diverse ore di un anno tipo; individuazione, mediante lo stesso modello, del mix ottimale delle componenti della centrale e delle relative taglie ottimali; verifica della validità delle analisi modellistiche utilizzando anche il metodo classico del diagramma di durata.

23 Simulazione del profilo di richiesta del calore Nel presente studio è stato prioritariamente utilizzato il modello TESEO (sviluppato da Servizi Territorio srl), che effettua la simulazione della domanda di calore delle utenze su base oraria, per un intero anno. Sulla base dei carichi orari, il modello procede poi a suddividere il carico orario stesso sulle diverse macchine disponibili in centrale (che sono fornite in input al modello stesso), in funzione della convenienza economica (minor costo di produzione a parità di servizio erogato). In realtà questo modello è stato sviluppato per simulare (e quindi progettare in modo ottimizzato) centrali di produzione ben più complesse di quella in esame, quando cioè la simulazione deve portare a scegliere unità di produzione in competizione tra di loro, come la cogenerazione, la pompa di calore, macchine frigorigene convenzionali (frigo a compressione) o ad assorbimento (per sfruttare calore a basso costo disponibile dalla cogenerazione o da recuperi termici locali). Il modello TESEO non tiene conto, nella sua simulazione, dei costi di investimento degli impianti. Questa parte della analisi, più propriamente economico-finanziaria, viene svolta a valle della simulazione, in un processo ricorsivo, fino a trovare la soluzione ottimale. Questo metodo è analogo a quello classico e per diversi aspetti ancor più rigoroso. Il metodo classico provvede a dimensionare i componenti della centrale sulla base del diagramma di durata dei carichi termici. Nel seguito (rif. par. Diagramma di durata del carico termico ), anche lo studio del diagramma di durata viene comunque riportato a titolo di completezza e possibile riscontro comparato delle valutazioni. Con il modello Teseo, il carico orario del servizio di riscaldamento viene calcolato ripartendo a livello orario il fabbisogno annuo stimato in precedenza in base ad un profilo orario proporzionale all andamento della differenza tra la temperatura di 20 C e la temperatura esterna Ta (solo quando Ta <20 C). Il dato della temperatura esterna utilizzato in questo studio proviene dai dati (città di Bergamo, anno tipo) elaborati a scopi di analisi termotecniche da parte del Comitato Termotecnico Italiano (CTI). Il carico orario del servizio di acs è stato ottenuto suddividendo a livello orario il dato stimato su base annua, ripartito in questo caso nei termini di un carico costante per 18 ore/giorno (dalle 6 alle 24) per 365 giorni/anno. I risultati della simulazione della gestione della centrale termica sono riportati in Figura 4.3. Questi flussi di energia sono stati ottenuti, dopo una serie di variazioni ricorsive nelle taglie delle macchine, adottando la soluzione economicamente ottimale. Che emerge con: un motore di micro-cogenerazione da 30 kwe (la taglia nasce da considerazione approfondite nel seguito); una caldaia a biomassa, di potenza da definire (rif. par. Definizione della potenza termica della unità di produzione in centrale ) e determinabile in base a valutazioni di esperienza che consigliano di dimensionare gli impianti capital intensive su taglie tra il 50% e il 75% del carico di punta;

24 23 una caldaia di integrazione a metano capace di erogare in ogni momento la potenza massima necessaria (nei momenti di punta invernale e in caso di fuori servizio delle altre macchine). Il modello, come si deduce dalla citata figura, arriva anche a calcolare i flussi annui di energia entrante (combustibili) che sono rappresentati da valori sul lato sinistro della figura citata e le forniture di servizio energetico alle utenze (lato destro della figura) in modo congruente con i dati complessivi di fabbisogno annuo impiegati come input.

25 24 Progetto: FACTOR 20 Localita': S.Omobono Terme Bilancio di energia annuale (dati in kwh/anno) Caso: teleriscaldamento biomassa cogen. 30 kw Aerotermi per - Smaltimento calore - Frigorifero Assorbimento - - kwf - COP ore Gruppo frigorifero Freddo (7 C) - a compressione - efficienza kw gas naturale Cogeneratore 218'880 etael 30.00% Pompa di Calore 729'600 etath 60.0% ( 7'296 ore) - COP PotElet 30 kwe - kw Energia Elettrica: 238'844 Carico Elettrico 126'935 pompaggio telerisc. Ceduta a ENEL 111' '760 4'831'189 recupero termico Riscaldamento 4'529'049 4'393'429 ACS 302'140 totale calore 4'831'189 12% di cui perdite di rete 579'748 consumi caldaie Calore all'utenza 4'251' % 5'168'740 Produzione termica > da biomassa 3'286'281 85% biomassa > da gas in caldaia 579'932 4'393'429 etath 0.85 > da cogenerazione 385'228 15% metano - 775'311 Da ENEL 19'964 19'964 Energia primaria in ingresso (unità fisiche) Biomasse (cippato). Pci= 10'046 kj/kg 1'574.3 ton/anno Gas naturale per cogenerazione 76'055 Smc/anno da Fotovoltaico 0 kwp Gas naturale per caldaia integrazione 80'820 Smc/anno 1'050 kwh/kwp - kwh/a Gas naturale totale 156'876 Smc/anno Figura 4.3. Bilancio energetico su base annua (funzionamento a regime). Fase 2. Fonte: nostra elaborazione

26 Diagramma di durata del carico termico Si tratta di un metodo alternativo, molto sintetico ma di diretta interpretazione, della durata nel tempo del carico termico (Figura 4.4). Nella figura è riportata a questo scopo la curva di frequenza delle richieste delle diverse fasce di potenza. L area sottesa dalla linea di frequenza rappresenta l integrale dell energia richiesta dalla utenze su base annua (incluse le perdite di distribuzione). Sulla stessa figura è riportata anche la suddivisione della copertura di questo carico termico annuale sulle diverse unità di produzione disponibili in centrale. Figura 4.4. Diagramma di durata del carico termico (riscaldamento + acs) al netto delle perdite di distribuzione. Fase 2 (massima quota di utenza allacciata). Fonte: nostra elaborazione Questa modalità di osservazione dell andamento del carico termico permette di individuare la necessità che oltre alla caldaia di integrazione (con funzioni anche di riserva dell intera potenza disponibile) sarà necessaria una potenza termica di limitata entità (60 kwt) destinata al funzionamento delle situazioni di basso carico termico (periodi estivi) durante i quali le caldaie di grossa taglia non possono funzionare correttamente. Questa considerazione, che emerge anche dai risultati del modello di simulazione, sta alla base della opportunità di inserire una unità di micro-cogenerazione che, a condizione di poter auto consumare l energia elettrica prodotta, mette a disposizione il calore co-generato a costi inferiori a quelli della stessa biomassa. Per garantire comunque il livello di domanda termica estiva, il calore del cogeneratore richiede

27 26 l affiancamento di una caldaia di piccola taglia (a gas) con una potenza termica attorno a 60 kwt Definizione della potenza termica della unità di produzione in centrale Ripartendo il fabbisogno annuo in modo proporzionale all andamento della temperatura dell aria, ovvero ripartendo il fabbisogno annuo di energia in base all andamento orario del valore 20 C Ta (Ta=temperatura dell aria, rilevata a Bergamo anno tipo CTI), si giunge a stimare il valore massimo della richiesta termica in circa kwt. Da questa ricostruzione si ricava il diagramma di durata precedentemente descritto. Questo valore è inferiore al dato massimo di richiesta alla punta precedentemente descritto. Quest ultimo, infatti, si intende come dato nominale di progetto (a fronte di T= - 5 C). Quello calcolato con il modello, invece, dipende dall andamento effettivo medio dell anno tipo meteorologico considerato. In pratica, sul dato nominale si dimensiona la potenza installata nelle caldaie di integrazione, il dato stimato si riferisce all andamento della domanda termica in condizioni di esercizio regolare. Dato questo diagramma di durata si può notare che: il carico di base (100 kwt c. ca, incluse acs e perdite) può essere coperto costantemente da: o potenza termica di 60 kwt, disponibile dal gruppo di cogenerazione; o piccola caldaia a gas (da 40/60 kwt) associata al gruppo di cogenerazione, per l inseguimento delle oscillazioni del carico di base; una potenza di kwt è in grado di coprire gran parte del carico medio annuo. Tale potenza può essere garantita: o dal sistema micro-cogeneratore (60kWt) + piccola caldaia a gas (40/60 kwt) sopra descritto, per arrivare ai kwt del carico di base; o da una caldaia a biomassa da kwt che si va a sommare a tale sistema. In base a dati di esperienza, questa taglia permetterebbe di coprire almeno l 85% del carico termico annuale. Mentre il rimanente 15% sarebbe coperto dalla caldaia di integrazione/riserva a gas (di potenza pari a 3 MW in modo da garantire anche la copertura di carichi di punta eccezionalmente elevati). 4.3 Il consumo di energia primaria (biomassa e gas naturale) Il risultato del modello in termini di consumi di energia primaria porta a prevedere un consumo di: 1'574 t/anno c. ca di biomassa vegetale (PCI di kj/kg, pari a kcal/kg); Smc/anno c. ca di gas naturale (di cui c. ca per il cogeneratore e c. ca per le caldaie di integrazione a metano); oltre a questi consumi di energia primaria, la centrale dovrà acquistare per il funzionamento una certa quantità di energia elettrica per l azionamento delle pompe

28 27 di circolazione e altri usi elettrici nei periodi in cui il cogeneratore sarà fermo per manutenzione (19'964 kwh/anno c. ca ). 4.4 Energia fornita all utenza L energia termica fatturata all utenza corrisponde al fabbisogno stimato a regime, ovvero MWh/anno c. ca. Una parte dell energia elettrica prodotta dall unità di cogenerazione, in eccedenza rispetto agli autoconsumi interni, verrà utilizzata localmente con una modalità da studiare accuratamente in modo da usufruire il più possibile dei vantaggi garantiti dal regime di scambio sul posto a cui possono accedere le piccole unità di cogenerazione. Tuttavia, a scopo cautelativo si considera che questa produzione in eccesso sia in realtà ceduta alla rete nazionale al valore di mercato (attualmente pari a circa 0.07 /kwh).

29 28 5 Bilancio economico Partendo dai parametri progettuali di dimensionamento e bilancio energetico del progetto, è stato analizzato il bilancio economico dello stesso per la configurazione di massima estensione. In particolare, la fase di bilancio economico si è articolata in: stima del costo di realizzazione della rete e degli impianti di centrale necessari; valutazione del bilancio economico della gestione annuale (al netto degli oneri finanziari); valutazione della redditività intrinseca: o tasso interno di redditività (TIR); o valore attuale normalizzato (VAN) dell impresa mediante il metodo del DCF (Discounted Cash Flow); valutazione della sostenibilità finanziaria, che contempla gli oneri finanziari in situazioni reali di acquisizione del finanziamento sul mercato e il peso delle tasse sulla quota di margine operativo lordo. 5.1 Stima degli investimenti necessari Il prospetto complessivo degli investimenti necessari è sintetizzato in Tabella 5.3. Le singole voci di costo sono descritte in dettaglio nei paragrafi seguenti Rete di distribuzione del calore Costo di realizzazione della rete Il costo di investimento per la rete di teleriscaldamento, considerato nella sua ipotesi di massima estensione (Tabella 4.1), è stato calcolato sulla base del layout del progetto preliminare sopra descritto (Figura 4.1), a cui si applicano costi tipici di realizzazione derivanti dalla applicazione di valori parametrici ricavati da un prezziario regionale ufficiale. Applicando questi costi parametrici alla rete in esame si ottiene il calcolo dei costi della rete, suddiviso anche per componenti dimensionali, riportato in Tabella 5.1. Rispetto a questa componente, è emerso un costo complessivo di 854'480, pari a /m.

30 29 Tabella 5.1. Calcolo dei costi di realizzazione della rete di teleriscaldamento nell ipotesi di massima estensione. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Progetto Factor 20 Teleriscaldamento a biomasse - S.Omobono Terme Stima preliminare costo della rete Fase 2 Lunghezza rete (doppio tubo) Opere meccaniche scavi e ripristini DN lunghezza costo unitario tubo singolo costo unitario doppio singolo Costo tubi curve derivazioni valvole riduzioni e fondelli giunti dielettrici varie Totale opere meccaniche costo unitario costo totale scavi metri /m /m /m DN DN DN DN '897 1' ' ' '250 DN '258 3'086 1'554 4' '474 1'483 42' '500 DN '968 9'687 4'876 12'802 2'724 4'627 4' ' '200 DN '242 2'983 1'501 3' '425 1'433 41' '270 DN '918 6'010 3'025 7'942 1'690 2'870 2'888 83' '860 DN ' ' '038 DN '299 1' ' ' '965 DN '009 2'551 1'284 3' '218 1'226 35' '760 DN ' ' '112 DN ' ' ' '066 DN ' ' ' '960 totale 2' ' '982 Totale rete 854'480 pari a /m 378.1

31 Costo di realizzazione delle sottostazioni di utenza (allacciamenti) Per il costo delle sottostazioni di utenza si è stimato il numero di possibili allacciamenti, compatibili con la potenza complessiva e con il numero di edifici potenzialmente allacciabili. In configurazione di massima estensione, il numero di sottostazioni previste ammonta a 33. A ciascuna di esse è stato applicato un costo di realizzazione (chiavi in mano) anch esso derivato dalle indicazioni dello stesso prezziario regionale. Il costo complessivo (massima estensione della rete) è riportato in modo analitico (suddiviso per classi di potenza e con o senza la produzione di acs) in Tabella 5.2. L analisi ha evidenziato un costo complessivo pari a 512'583 c. ca. Tabella 5.2. Elenco e costi delle sottostazioni di utenza nella ipotesi di massima estensione. Fase 2. Si assume che le sottostazioni di utenza vengano fornite agli utenti senza costi (comodato d uso). Fonte: nostra elaborazione Progetto Factor 20 Teleriscaldamento a biomasse S.Omobono Terme Fase 2 Stima preliminare costo delle sottostazioni di utenza sottostazioni potenza costo extra opzione posa Costo Classe di potenza solo risc extr. acs complessiva unitario acs in opera Totale n. n. (kwt) /cad 0% 50 kw '484-1' ' kw '832-1' ' kw '614-1' ' kw '085-1' ' kw '128 8'201 3' ' kw '435 8'625 3' ' kw '514 9'019 3' ' kw '274 9' kw '121 10' kw '134 10'207 3' ' kw '682 10'822 3' ' kw '306 11' kw '505 13' '000 kw '200 16' ' ' Totale costi rete Il costo complessivo per la rete di distribuzione del calore ammonta quindi a 1'367'063 c. ca Centrale di produzione del calore Costo delle opere civili (edificio centrale) A questo stadio della progettazione è molto difficile stimare correttamente il costo delle opere civili, in quanto non è nemmeno possibile definire con certezza il sito della centrale. L ipotesi

32 31 segheria dovrà essere verificata in fase di progetto esecutivo. Se questa prospettiva dovesse realizzarsi, si potrebbe manifestare una situazione particolarmente favorevole dal punto di vista della gestione del progetto. Con ogni probabilità, infatti, sarebbe possibile sfruttare strutture già esistenti (anche se certamente da ristrutturare e adattare allo scopo) nell area dell impianto di lavorazione del legno. Tuttavia, con approccio cautelativo, in sede di studio di pre-fattibilità si è preferito prescindere dai benefici economici che potrebbero derivare da questa opzione. E stato così messo a budget un costo di realizzazione di Si tratta di un costo assimilabile a quanto computato in un progetto analogo e quindi corrisponde ad una stima previsionale massima che solo in fase esecutiva (anche in base al luogo scelto per la centrale) potrà essere ottimizzata. Il costo stimato è composto da c. ca per la centrale (150 mq slp x 800 /mq) e per il deposito (288 m 3, sotterraneo, autonomia 10 giorni a carico nominale) della biomassa. E stato inoltre previsto un investimento di 20'000 per la realizzazione di un camino in acciaio inox a doppia parete di 20 m di altezza Costo delle caldaie a biomassa e a gas (integrazione-riserva) Il costo della caldaia a biomassa dipende molto dalla taglia scelta. Nel caso di studio, si è ritenuto adeguato proporre una caldaia di taglia kwt, che sarebbe in grado di coprire l 85% del fabbisogno termico (al netto anche di quello proveniente dal cogeneratore che ha la massima priorità/convenienza). Per l acquisto di tale macchina, sulla base di preventivi ottenuti da primaria ditta fornitrice, sono stati messi a budget che, chiavi in mano, includerebbero anche il sistema di caricamento automatico del cippato. Sono state poi considerate le caldaie di integrazione e riserva, alimentate a metano, per una potenza di circa 3 MW complessivi. Considerando anche il costo di una piccola caldaia a gas per il carico di base, il costo complessivo è stato stimato pari a c. ca Costo del gruppo di micro-cogenerazione Per migliorare la convenienza economica del progetto è stato previsto un gruppo di micro cogenerazione da 30 kwe e 60 kwt. La sua funzione è quella di produrre gran parte dell energia elettrica necessaria al pompaggio e funzionamento della caldaia a biomassa. La taglia del motore (30 kwe) è limitata sul lato elettrico dalla necessità di poter utilizzare tutta la produzione elettrica nella forma di autoconsumo. Inoltre, situazioni di temporanea eccedenza nella produzione elettrica possono essere recuperate nell arco dell anno con il meccanismo dello scambio sul posto. Il calore recuperato viene integralmente inviato alla rete di teleriscaldamento, particolarmente utile nella stagione estiva quando la caldaia a biomassa potrebbe essere mantenuta spenta dato il

33 32 basso carico termico richiesto dalla rete. Il costo del gruppo di cogenerazione è stimato pari a c. ca Costo della stazione di pompaggio Per la stazione di pompaggio, costituita da minimo 3 pompe collegate in serie con azionamento a inverter per limitare i consumi elettrici, è previsto un costo di Si tratta del costo di acquisto delle tre pompe (ciascuna con minimo Q= 40 mc/h, H= 35 mca) a cui andranno aggiunti i costi di formazione dei collettori di mandata e ritorno che rientrano nei costi si allacciamento idraulico in centrale Costi di collegamento idraulici ed elettrici in centrale Per i costi di collegamento idraulici ed elettrici (regolazione) è molto difficile fornire un dato preciso a questo stadio della progettazione. E comunque realistico adottare un costo parametrizzato sul valore degli impianti precedentemente descritti (da par a par ) e pari al 15% per i collegamenti idraulici e un ulteriore 10% per quelli elettrici/regolazione Totale costi centrale di produzione del calore Il valore complessivo dei costi delle opere per la centrale termica ammonta a 893'500 c. ca Altri costi Costi tecnici (progettazione e pratiche tecniche autorizzative) E stato stimato preventivamente un costo degli oneri di progettazione stimato pari a 7% dei costi degli impianti, cui si aggiungono gli oneri previdenziali previsti per Legge (4%) Costi tecnici (studi di impatto ambientale) Ai costi tecnici dovrà essere aggiunto un costo per le valutazioni e studi di impatto ambientale necessari all ottenimento della autorizzazione alle immissioni inquinanti in atmosfera Riepilogo dei costi di investimento Riepilogando i costi di investimento sopra elencati, si ottiene il valore complessivo dell investimento pari a 2'522 k c. ca, come riportato in Tabella 5.3.

34 33 Non viene preso in carico il costo dell IVA nell ipotesi che il progetto sia gestito da un Operatore di mercato. Situazione peraltro necessaria anche per usufruire delle incentivazioni in conto credito di imposta.

35 34 Tabella 5.3. Riepilogo dei costi di investimento. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione FACTOR 20 S.Omobono Terme teleriscaldamento biomassa Fase 2 cogen. 30 kw Componenti Costi Subtotale Totale Rete di distribuzione del calore opere meccaniche 854'480 Sottostazioni di utenza 512'583 Totale rete teleriscaldamento caldo 1'367'063 Rete di distribuzione del freddo opere meccaniche - Totale rete teleriscaldamento freddo - Centrale Termica opere edili strutturali ed architettoniche (escluso terreno) 170'000 Camino aciaio inox doppia parete - H 20 m 20'000 caldaia a biomassa incluso caricamento cippato 387'800 gruppo cogenerazione 90'000 caldaia integrazione da 3 MW + caldaia gas carico base 70'000 centrale pompaggio 15'000 collegamenti idraulici in centrale 15% 84'420 opere elettriche e regolazione 10% 56'280 Totale opere centrale termica 893'500 Fotovoltaico kw Imprevisti su opere e costi tecnici 3.0% 2'260'563 67'817 Totale costo realizzazione opere 2'328'380 Costi tecnici Progetto preliminare + definitivo + esecutivo + DL + VVF 7.0% 162'987 Relazione ambientale e pratiche autorizzative 1.0% 23'284 Oneri previdenziali obbligatori (CNPAIA,..) 4% 7'451 Totale oneri tecnici 193'721 Totale complessivo imponibile IVA su opere 10% - IVA costi tecnici 21% Totale investimento 2'522'101 2'522'101

36 Bilancio economico annuo della gestione Il bilancio dei costi e ricavi della gestione ordinaria su base annua sono sintetizzati nella successiva Tabella 5.5. Le voci del bilancio costi/ricavi sono descritte in dettaglio nei paragrafi seguenti Costi di approvvigionamento dell energia in ingresso Costo di approvvigionamento della biomassa Richiamando i risultati del bilancio energetico, la gestione a regime richiede l approvvigionamento di t/anno c. ca di biomassa vegetale. Si assume per questa quantità un costo unitario di 100 /ton, margine superiore dei livelli di costo emersi nel corso dell indagine finalizzata a caratterizzare la disponibilità di biomassa forestale in ambito locale (rif. par. Stima del potenziale di biomassa disponibile a scala locale ). Con queste ipotesi si prevede un costo per approvvigionamento della biomassa di /anno c. ca Costo di acquisto del gas naturale Il bilancio energetico prevede il consumo di Smc/anno c. ca di gas naturale. Questo viene utilizzato in parte ( mc/anno c. ca ) per la cogenerazione con un costo unitario stimato pari a 0.45 /Smc. Si tratta di un costo coerente con un consumo consistente presso un unico punto di fornitura e considerando la esenzione dell accisa in quanto utilizzato per produzione termoelettrica in unità di piccola taglia classificata come Cogenerazione ad Alto Rendimento. Ne consegue un costo pari a /anno c. ca. Per le caldaie di integrazione è previsto un consumo di gas naturale aggiuntivo pari a mc/anno c. ca. Per questa quota di metano non è prevedibile dalla normativa attuale una defiscalizzazione della accisa. Pertanto, si assume un costo di /mc, con un costo totale intorno a /anno c. ca. In totale, dunque, per l acquisto di gas naturale si prevede un costo complessivo di /anno c. ca Costo di acquisto dell energia elettrica I costi per l acquisto di energia elettrica sono limitati. Infatti, il grosso del consumo elettrico è autoprodotto dall unità di micro-cogenerazione. Rimane a carico dell impianto l acquisto di energia elettrica dalla rete nei periodi di fermo per la manutenzione del motore di cogenerazione (poco meno di 20'000 kwh/anno). Il costo unitario è stato considerato pari a 0.2 /kwh, al netto dell IVA. Ne consegue una spesa complessiva di poco inferiore ai 4'000 /anno. L energia elettrica prodotta dal cogeneratore è in gran parte auto-consumata. Si prevede peraltro anche una produzione in eccedenza (quasi kwh/anno). Questa potrebbe

37 36 essere scambiata sul posto a coprire i consumi di periodi di fermo del motore oppure consumi elettrici aggiuntivi. Per il momento si è cautelativamente valutato che questa produzione eccedente sia ceduta alla rete al prezzo di 0.07 /kwh con un ricavo stimato in 7'834. A carico della produzione elettrica (auto-consumata) è previsto un costo per l accisa da versare all Agenzia delle Dogane pari complessivamente a /anno (calcolato applicando il valore attuale di /kwh) Costi di manutenzione e gestione Costi di manutenzione della centrale a biomassa e smaltimento ceneri Si assume un costo annuo di manutenzione della caldaia pari al 2% del costo della caldaia stessa. E prevista anche una quota di costo per lo smaltimento delle ceneri. Con una produzione di quasi 79 t/anno (5%) ed un costo di smaltimento attorno a 50 /t, è previsto un costo totale di poco inferiore ai /anno Costi di manutenzione della unità di micro cogenerazione Si assume un costo di manutenzione full service calcolato in base alla produzione di energia elettrica e valutato /kwhe prodotto Personale di gestione Il costo di gestione del personale può essere una voce molto importante in progetti di questo tipo. Si è assunto che l intero progetto possa essere gestito facendosi carico di una quota di personale pari a 0.5 dipendenti a tempo pieno (fte, full time equivalent). Il costo annuo è stato assunto pari a /fte. Ne è conseguito un costo annuo di Certamente questa voce, che assume un peso importante nel bilancio economico, dovrà trovare occasioni di razionalizzazione gestionale mettendo eventualmente in condivisione risorse tra diversi progetti analoghi sul territorio Ricavi ottenibili dalla vendita del calore all utenza Metodo di calcolo del valore della tariffa di vendita del calore Per il calcolo della tariffa di vendita del calore all utenza, si è assunta la tipica modalità di gestione delle reti di teleriscaldamento, ovvero la parificazione della tariffa al costo equivalente che un utente allacciato avrebbe se si approvvigionasse con il gas naturale.

38 37 Si deve considerare inoltre che: il servizio di teleriscaldamento è inteso come comprensivo anche dei costi di allacciamento e fornitura della sottostazione, che vengono ceduti in comodato d uso; anche gli oneri di manutenzione della sottostazione sono a carico della gestione del servizio. All utente vengono quindi risparmiati gli attuali costi di gestione e manutenzione delle caldaie; il calore fornito e contabilizzato è al netto del rendimento di combustione e dunque la tariffa termica viene calcolata valorizzando il consumo di gas che una caldaia tradizionale dovrebbe sostenere per fornire la stessa quantità di calore netto all utenza; l IVA del servizio teleriscaldamento a biomassa è pari alla quota del 10%. Dunque la tariffa sarà calibrata in modo da pareggiare il costo del calore dei sistemi alimentati a metano che invece applicano l IVA ordinaria. Con queste assunzioni di calcolo, la tariffa che si è assunto dovrà essere praticata per fornire il calore all utenza a condizioni paragonabili a quelle della gestione a metano sarà pari a /MWh (+ IVA 10%), come risulta dal calcolo riportato in Tabella 5.4. Come si vede, la tariffa praticabile nasce dalla comparazione tra il costo attuale di una gestione del servizio a metano considerata al lordo dell IVA. Tabella 5.4. Calcolo della tariffe di fornitura del calore all utenza. Fonte: nostra elaborazione Costo base del gas- Utenti mercato vincolato 0.72 /Smc pari a: /MWh rendimento caldaia convenzionali 0.85 costo del calore prodotto a gasa gas /MWh oneri di gestione caldaie convensionali 12% costo del calore di riferimento IVA 21% Costo del calore all'utente della rete gas /MWh Tariffa Teleriscaldamento (IVA inclusa) /MWh IVA 10% Tariffa teleriscaldamento (IVA esclusa) /MWh Incentivo economico per il calore distribuito mediante reti di teleriscaldamento a biomassa La legge finanziaria 2001 (L. 23/12/2000 n. 388, art. 29) ha introdotto un contributo per gli utenti che si allacciano alle reti di teleriscaldamento alimentate da biomassa. Si tratta di un credito d imposta, del valore di per ogni kw di potenza impegnata, che è trasferito

39 38 all utente finale attraverso uno sconto, operato dalla società che eroga il servizio calore, nella bolletta del cliente. Lo Stato provvede poi al rimborso alla società. La legge finanziaria 2009 (L. 22/12/2008 n. 203, art. 2) ha, inoltre, confermato un ulteriore agevolazione sulla fornitura di calore mediante reti di teleriscaldamento alimentate da biomassa, pari a per ogni MWh termico fornito. Si tratta ancora una volta di un agevolazione in forma di credito d imposta, che viene trasferita sul prezzo di cessione del calore all utente finale. La produzione di calore dal biomassa, in quanto fonte rinnovabile, rientra nel piano di incentivi definito dal nuovo decreto sui Titoli di Efficienza Energetica (TEE) come disposto dal DM del 20 luglio Il quadro normativo nazionale in quest ambito è stato recentemente modificato con la pubblicazione del decreto 28 dicembre 2012 che attribuisce al GSE il ruolo di gestore delle attività di erogazione degli incentivi. Sebbene i TEE non siano in generale cumulabili con altri incentivi erogabili sulla stessa attività di produzione di energia rinnovabile, risulta invece ammessa la cumulabilità con agevolazioni fiscali nella forma del credito d imposta a favore del teleriscaldamento alimentato con biomassa o con energia geotermica, di cui all art 8 comma 10, lettera f) della legge 23 dicembre 1998, n. 448, all art. 29 della legge 23 dicembre 2000, n. 388 ed all art 2 della legge 22 dicembre Il calcolo del numero dei TEE equivalenti alla produzione di calore da biomassa è stato effettuato nel presente studio considerando il solo calore erogato all utenza ottenuto da biomassa (al netto delle perdite di distribuzione) e considerando come energia fossile sostituita quella di una produzione a metano con rendimento 90%. Il dato ottenuto viene poi moltiplicato per il coefficiente τ = 3.36 come indicato nella scheda di calcolo n. 22T predisposta dalla Autorità per l Energia e il Gas (AEEG). Si ottiene per il caso in questione una stima di produzione di TEE pari a tep/anno. Il valore commerciale dei TEE è variabile nel tempo in quanto soggetto all andamento della domanda/offerta sul mercato. E stato assunto in questa sede il valore nominale di 100 /tep. Per una produzione di circa 1'958 MWh di calore (quota relativa alla sola biomassa) si prevede un ricavo annuo complessivo pari a 105'512 spalmato su 7 anni. In realtà, poiché la erogazione di calore sarà inizialmente inferiore a quella massima prevista (in base al reale sviluppo delle acquisizione di utenza) il numero dei TEE sarà minore del dato nominale per i primi anni di sviluppo del progetto (con un minimo il primo anno pari a circa 63'000 ). Più perentoria appare invece la non cumulabilità dei TEE associati alla cogenerazione cui si potrebbe altrimenti accedere per la presenza della piccola unità di micro-cogenerazione. Tale ricavo, peraltro limitato, non viene dunque inserito tra le voci in attivo di gestione Bilancio costi /ricavi della gestione annua a regime Sintetizzando tutte le voci di costo e ricavo descritte nei paragrafi precedenti e considerando la situazione a regime (ovvero senza contemplare le fasi transitorie iniziali), si è ottenuto un bilancio costi-ricavi dell impresa come riportato in Tabella 5.5.

40 39 Dall analisi della Tabella emerge che, a fronte di costi annui di gestione stimati pari a c. ca, corrisponde un ricavo annuo stimato pari a /anno c. ca. Si prevede dunque un flusso di cassa annuo positivo per c. ca. Questo flusso di cassa deve essere messo a confronto con il costo dell investimento. Queste valutazioni sono tutte basate su costi e ricavi al netto dell IVA. E necessario sottolineare che il finanziamento iniziale dovrà anche prevedere una quota a sostegno delle anticipazioni di cassa dei versamenti IVA. Si tratta di anticipazioni importanti considerando la necessità di effettuare le anticipazioni all utenza dell incentivo L. 203/08 esigibile dallo Stato come Credito di Imposta (con tempi non facilmente prevedibili). Tabella 5.5. Bilancio costi-ricavi. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione Progetto: teleriscaldamento biomassa Localita':S.Omobono Terme FACTOR 20 Caso: teleriscaldamento biomassa cogen. 30 kw Bilancio energetico ed economico comparato tra progetto e ante-operam Fase 2 1 enel Consumi combustibile tariffa costo gestione Situazione di Progetto Costi operativi acquisto combustibili ed energia metano per cogeneratore 76'055 mc/a 0.45 /mc 34'225 /a /a acquisto biomassa 1'574'312 kg/a 0.10 /kg 157'431 /a smaltimento ceneri 5% 78'716 kg/a 0.05 /kg 3'936 /a Metano per caldaia integraz. 80'820 mc/a /mc 51'402 /a acquisto da ENEL- pompaggioe+ motori 1 19'964 kwh/a 0.20 /kwh 3'993 /a Accise su autoproduzione elettrica 1 106'971 kwh/a /kwh 1'337 /a manutenzione + gestione manutenzione cogeneratore all inclusive 218'880 kwh/a /kwh 3'283 /a manutenzione caldaia biomassa 2% 7'756 /a gestione e manutenzione sistema 0.50 fte 40'000 /fte 20'000 /a Totale Costi operativi 283'363 /a Ricavi di gestione Cessione alla rete ENEL 1 111'909 kwh/a 0.07 /kwh 7'834 /a Titoli EE 1 1'055 tep/a /tep 105'512 /a Incentivo Legge 203/ '286'281 kwh/a /kwh 84'786 /a Vendita calore all'utenza 1 4'251'441 kwh/a /kwh 463'456 /a Totale ricavi gestione 661'588 Cash Flow annuo (a regime, costi costanti) 378'225 /a

41 Analisi economico-finanziaria del progetto Analisi della redditività intrinseca dell impresa Una visione parallela del bilancio economico dell impresa è quella effettuata con il metodo del Discounted Cash Flow (DCF), che riporta l analisi finanziaria dell impresa stessa valutando la redditività intrinseca dell investimento considerato come autofinanziato totalmente e valutando i flussi di cassa annuali al netto dell inflazione (costi e ricavi a prezzi costanti). Si ottiene con questo approccio il risultato riportato in Figura 5.1. Da questa analisi si può dedurre che l investimento previsto (2' c. ca ) troverebbe un impiego in questa impresa con tasso di remunerazione del 15.8% (Tasso Interno di Redditività, TIR). Il Valore Attuale Netto (VAN), calcolato con un tasso del 5%, risulta pari a 1'596 k c. ca. Il periodo di rientro dell investimento è attorno a 8 anni. Si tratta in definitiva di un risultato che mostra livelli intrinseci di redditività di impresa che, presentando un margine di recupero economico attorno al 15.8%, si colloca a livelli da considerare prossimi alla soglia di remunerabilità del capitale investito anche per un investitore privato. E necessario precisare che il metodo di valutazione DCF utilizzato assume l ipotesi iniziale di autofinanziamento dell impresa, di cui arriva a definire la redditività intrinseca. Nel caso reale, la gestione del progetto dovrà farsi carico di ulteriori costi, in primo luogo gli oneri finanziari Verifica della sostenibilità finanziaria del progetto Un ulteriore strumento di valutazione economico- finanziaria consiste, appunto, nella cosiddetta verifica di sostenibilità finanziaria. Si tratta di un approccio di analisi più vicino alle reali condizioni di esercizio finanziario del progetto, anche se non ancora preciso come il caso di una vera e propria analisi finanziaria, che si dovrà effettuare in una fase più esecutiva del progetto. La verifica di sostenibilità è partita dagli stessi risultati del DCF, assumendone i dati di cash flow (costi e ricavi). A questi vengono aggiunti i costi finanziari che presuppongono, più realisticamente, la necessità di acquisizione di finanziamenti dal mercato. Per effettuare questa verifica è stato necessario adottare alcune ipotesi anche sulle condizioni di acquisizione del supporto finanziario. Si è assunto di finanziare l impresa con due linee di credito: un finanziamento a tasso agevolato dello 0.5% per il 30% del capitale necessario; un finanziamento a tasso del 3.5% per il 70% della quota residua.

42 41 Entrambi i finanziamenti si sviluppano su una durata di 15 anni. La restituzione dei finanziamenti è stata prevista con il metodo dell ammortamento a rata costante. Infine, viene inserito un ulteriore costo che è necessario considerare, ovvero l imposizione fiscale sugli utili di impresa, che è stata assunta pari a circa il 32%, da applicare sul Margine Operativo Lordo. Il risultato di questa analisi è riportato in Figura 5.2. In Figura, il risultato netto si può vedere seguendo l andamento della linea continua al centro del grafico, che rappresenta il dato dell utile netto di gestione. Si può notare che la gestione dell impresa comporterebbe un Margine Utile Netto positivo già fin dai primi anni della gestione: tra 43'689 (1 anno) e 130'563 (3 anno) /anno nei primi 7 anni (periodo di incentivazione dei TEE); attorno a /anno dal 8 al 15 anno; poco più di 187'000 /anno oltre il 15 anno, sino al termine dell orizzonte temporale considerato.

43 42 Progetto: FACTOR 20 teleriscaldamento biomassa S.Omobono Terme cogen. 30 kw Fase 2 Verifica economica delll'impresa in condizioni di autofinanziamento - al netto dell'inflazione 0 Anno Costi ( ) Investimento 1'513' ' '652 complessivo, netto IVA 2'522'101 Acquisto metano per cogenerazione 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 Acquisto biomassa 94' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '431 Acquisto metano integrazione 30'841 41'121 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 51'402 smaltimento ceneri 2'361 3'149 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 3'936 acquisto da ENEL 2'396 3'194 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 3'993 Gestione e manutenzione centrale 18'624 24'831 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 Accise su produzione elettrica 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 1'337 Totale costi 1'697' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '363 Ricavi ( ) Valore calore fornito 278' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Valore en. Elettrica da cogenerazione 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 7'834 TEE anno 1 63'307 63'307 63'307 63'307 63'307 TEE anno 2 21'102 21'102 21'102 21'102 21'102 TEE anno 3 21'102 21'102 21'102 21'102 21'102 Incentivo Legge 203/ '872 67'829 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 84'786 Contributi in conto capitale Legge 388/ '613 17'871 17' Titoli Efficienza energetica Totale ricavi 453' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '076 Flusso di cassa netto ( ) -1'243' '515 93' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '713 Flusso di cassa attualizzato ( ) -1'184' '896 80' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '783 Flusso di cassa attualizzato cumulato ( ) -1'184'576-1'356'471-1'275' ' ' ' '430-39' ' ' ' ' ' '040 1'028'220 1'153'153 1'272'137 1'385'455 1'493'377 1'596'160-1'074' '365 60' ' ' ' '321 84'430 72'920 62'979 54'393 46'977 40'573 35'042 30'265 26'139 22'575 19'498 16'840 14'544 Valore Attuale Netto (VAN) 5% 1'596'160 Tasso Interno di Redditivita' (TIR) 15.8% Andamento del Flusso di Cassa Netto attualizzato cumulato (prima delle tasse) '000'000 Tariffe vendita vendita calore a utenza /kwh vendita freddo ad utenza - /kwh Cessione en.elettrica all'utente - /kwh En. Elettrica ceduta GSE /kwh Certificati Verdi - /kwh Certificati Verdi da filiera corta - /kwh contributo L 203/ /kwh DCF cumulato ( ) 1'500'000 1'000' ' '000 Tariffe acquisto energia e prodotti energia elettrica per autoconsumi 0.20 /kwh Tariffa metano per cogenerazione 0.45 /mc biomassa legnosa 0.10 /kg Tariffa metano per integrazione 0.64 /mc Gestione amministrativa (% fatturato) - N. addetti personale tecnico 0.50 fte Costo annuo personale addetto 20 k /anno -1'000'000-1'500'000-2'000' anni Manutenzione full service motore /kwh Figura 5.1. Analisi economica. Metodo del DCF-Discounted Cash Flow. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione

44 43 Caso di costi costanti Progetto: teleriscaldamento biomassa S.Omobono Terme Investimento richiesto 2'522'101 Fase 2 (massima estensione) Contributi in conto capitale 0 Mutuo rate costanti Finanziamento richiesto 2'522'101 n.anni taso annuo Rata annua Valore del supporto c/interessi Verifica di Sostenibilità finanziariaipotesi costi costanti Mutuo agevolato 30% 756' % - 52' '169 Mutuo ordinario 70% 1'765' % - 153'287 Quota residua su De Minims totale 2'522' '770 1'831 Tasse sugli Utili di Impresa 31.4% Verifica di Equilibrio finanziario Ricavi 453' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '076 Costi - 184' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '363 Margine Operativo Lordo 269' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '713 Mutuo agevolato - 52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52' Mutuo ordinario - 153' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Totale mutuo - 205' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Utile Lordo 63' ' ' ' ' '148 88'045 66'943 66'943 66'943 66'943 66'943 66'943 66'943 66' ' ' ' ' '713 Tasse - 19'997-34'268-59'762-54'151-54'151-34'272-27'646-21'020-21'020-21'020-21'020-21'020-21'020-21'020-21'020-85'632-85'632-85'632-85'632-85'632 Bilancio Netto 43'689 74' ' ' '304 74'875 60'399 45'923 45'923 45'923 45'923 45'923 45'923 45'923 45' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' tasse Oneri finanziari Ricavi Costi operativi Bilancio Netto -200' ' ' ' ' '000 Figura 5.2. Verifica di sostenibilità finanziaria. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione

45 44 6 Analisi di sensitività Oltre alle analisi economico-finanziarie sviluppate ai punti precedenti, sono state compiute una serie di valutazioni ulteriori che hanno inteso fornire un indicazione del peso di alcune variabili (costo di approvvigionamento della biomassa e oneri finanziari) nel determinare il Margine Utile Netto dell iniziativa. I due paragrafi successivi riportano quanto emerso attraverso queste valutazioni. 6.1 Il peso del costo della biomassa Nella soluzione base, il costo della biomassa è stato assunto pari a 100 /t. Si tratta del limite superiore del range di prezzo emerso nel corso delle indagini sulla stima della disponibilità di biomassa a livello locale e dei relativi costi di approvvigionamento (comprensivi di esbosco, trasporto e cippatura). In questa simulazione è stato invece ipotizzato un prezzo di acquisto a bocca impianto di 80 /t, limite inferiore del range di approvvigionamento della biomassa forestale locale. Come si può evincere dal lavoro sulla disponibilità di biomassa (rif. par. I quantitativi disponibili e valorizzazione economica degli scarti ), in Valle Imagna sarebbero anche disponibili quantitativi non irrilevanti di scarti vergini della prima lavorazione del legno, mediamente reperibili ad un prezzo di 42 /t. Chiaramente, ipotizzare un utilizzo consistente di questo tipo di materiale potrebbe garantire impatti positivi sulla sostenibilità economico-finanziaria del progetto. In sede di studio di pre-fattibilità si è pero deciso di non considerare gli scarti di lavorazione del legno per impostare l intero piano di approvvigionamento dell impianto. Due i motivi alla base della decisione: si è ritenuto che il progetto debba avere quale obiettivo prioritario la valorizzazione della risorsa forestale e dell indotto economico correlato; dare maggiore credibilità al progetto di fronte ad investitori privati (costi reali di sfruttamento di una risorsa durevole, con tassi di approvvigionamento sostenibili nel tempo). Si può invece ipotizzare che una certa quota della biomassa combustibile sia rappresentata da scarti di lavorazione del legno e che, nel complesso, il costo medio annuo di approvvigionamento del combustibile ammonti, appunto, a 80 /t presi a riferimento per questa simulazione 2. 2 Può essere utile fare un esempio. Stando alle indagini compiute, in Sant Omobono sarebbero annualmente intercettabili 610 t di scarti della prima lavorazione del legno. Disponibili (media pesata dei prezzi di cessione da parte (footnote continued)

46 45 Con questa ipotesi di riduzione nei costi di approvvigionamento del combustibile legnoso, il costo annuo per l acquisto della biomassa si ridurrebbe a c. ca. Con conseguenze positive sul Tasso Interno di Redditività che, dal 15.8% del progetto nella sua formulazione base, salirebbe ad un valore di 18.1 %. Il tempo di ritorno dell investimento, pari a 8 anni nel caso base, scenderebbe invece a 7 anni. Può essere utile a questo punto verificare l effetto del minore costo della biomassa sulle valutazioni di sostenibilità finanziaria. E stato utilizzato allo scopo, come base su cui applicare questa ulteriore variazione nei costi gestionali, il risultato già riportato alla Figura 5.2. Il risultato della nuova simulazione è riportato in Figura 6.1. Naturalmente il risultato porta ad un ulteriore, seppur limitato, miglioramento della stabilità finanziaria dell impresa. Rispetto alla situazione precedente, il Margine Utile Netto risulta: tra 56'648 (1 anno) e 152'163 (3 anno) /anno nei primi 7 anni (periodo di incentivazione dei TEE); attorno a /anno dal 8 al 15 anno; poco più di 208'000 /anno oltre il 15 anno, sino al termine dell orizzonte temporale considerato. 6.2 Il peso degli oneri finanziari Per avere anche una valutazione dell incidenza degli oneri finanziari, nel seguito vengono presentati i risultati di due simulazioni di sostenibilità finanziaria da associare al caso con biomassa al costo massimo (100 /t). Le simulazioni rappresentano, rispettivamente: caso più favorevole all impresa: finanziamento agevolato per il 100% dell investimento (0.5% su 15 anni); caso meno favorevole all impresa: finanziamento a tasso ordinario per tutto l investimento (3.5% su 15 anni). I risultati delle simulazioni sono riportati in Figura 6.2 e Figura 6.3. Dall analisi emerge: nel caso più favorevole all impresa (Figura 6.2) il Margine Utile Netto: o varia tra 64'835 (1 anno) e 151'710 (3 anno) /anno nei primi 7 anni (periodo di incentivazione dei TEE); delle aziende locali) a 44 /t. Se si ipotizza di alimentare l impianto con 610 t a 44 /t (scarti lavorazione legno) e 964 t a 100 /t (biomassa forestale), il costo medio complessivo di approvvigionamento risulterebbe pari a 78 /t c. ca.

47 46 o o si stabilizza attorno a 67'000 /anno dal 8 al 15 anno; assume un valore di poco superiore a 187'000 /anno oltre il 15 anno, sino al termine dell orizzonte temporale considerato. nel caso più favorevole all impresa (Figura 6.3) il Margine Utile Netto: o varia tra 34'626 (1 anno) e 121'500 (3 anno) /anno nei primi 7 anni (periodo di incentivazione dei TEE); o si stabilizza attorno a 36'800 /anno dal 8 al 15 anno; o assume un valore di poco superiore a 187'000 /anno oltre il 15 anno, sino al termine dell orizzonte temporale considerato.

48 47 Caso di costi costanti Progetto: teleriscaldamento biomassa S.Omobono Terme Investimento richiesto 2'522'101 Fase 2 (massima estensione) Contributi in conto capitale 0 Mutuo rate costanti Finanziamento richiesto 2'522'101 n.anni taso annuo Rata annua Valore del supporto c/interessi Verifica di Sostenibilità finanziariaipotesi costi costanti Mutuo agevolato 30% 756' % - 52' '169 Mutuo ordinario 70% 1'765' % - 153'287 Quota residua su De Minims totale 2'522' '770 1'831 Tasse sugli Utili di Impresa 31.4% Verifica di Equilibrio finanziario Ricavi 453' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '076 Costi - 165' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '876 Margine Operativo Lordo 288' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '200 Mutuo agevolato - 52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52'483-52' Mutuo ordinario - 153' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Totale mutuo - 205' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Utile Lordo 82' ' ' ' ' ' '532 98'429 98'429 98'429 98'429 98'429 98'429 98'429 98' ' ' ' ' '200 Tasse - 25'929-42'178-69'649-64'037-64'037-44'159-37'533-30'907-30'907-30'907-30'907-30'907-30'907-30'907-30'907-95'519-95'519-95'519-95'519-95'519 Bilancio Netto 56'648 92' ' ' '903 96'475 81'999 67'522 67'522 67'522 67'522 67'522 67'522 67'522 67' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' tasse Oneri finanziari Ricavi Costi operativi Bilancio Netto -200' ' ' ' '000 Figura 6.1. Verifica di sostenibilità finanziaria. Analisi di sensitività. Costo biomassa: 80 /t. Fase 2. Fonte: nostra elaborazione

49 48 Caso di costi costanti Progetto: teleriscaldamento biomassa S.Omobono Terme Investimento richiesto 2'522'101 Fase 2 (massima estensione) Contributi in conto capitale 0 Mutuo rate costanti Finanziamento richiesto 2'522'101 n.anni taso annuo Rata annua Valore del supporto c/interessi Verifica di Sostenibilità finanziariaipotesi costi costanti Mutuo agevolato 100% 2'522' % - 174' '565 Mutuo ordinario 0% % 0 Quota residua su De Minims totale 2'522' ' '565 negativo Tasse sugli Utili di Impresa 31.4% Verifica di Equilibrio finanziario Ricavi 453' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '076 Costi - 184' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '363 Margine Operativo Lordo 269' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '713 Mutuo agevolato - 174' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Mutuo ordinario Totale mutuo - 174' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Utile Lordo 94' ' ' ' ' ' '872 97'769 97'769 97'769 97'769 97'769 97'769 97'769 97' ' ' ' ' '713 Tasse - 29'677-43'948-69'442-63'830-63'830-43'952-37'326-30'700-30'700-30'700-30'700-30'700-30'700-30'700-30'700-85'632-85'632-85'632-85'632-85'632 Bilancio Netto 64'835 96' ' ' '451 96'022 81'546 67'070 67'070 67'070 67'070 67'070 67'070 67'070 67' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' tasse Oneri finanziari Ricavi Costi operativi Bilancio Netto -200' ' ' ' '000 Figura 6.2. Verifica di sostenibilità finanziaria. Analisi di sensitività. Finanziamento agevolato per il 100% dell investimento (0.5% su 15 anni). Fase 2. Fonte: nostra elaborazione

50 49 Caso di costi costanti Progetto: teleriscaldamento biomassa S.Omobono Terme Investimento richiesto 2'522'101 Fase 2 (massima estensione) Contributi in conto capitale 0 Mutuo rate costanti Finanziamento richiesto 2'522'101 n.anni taso annuo Rata annua Valore del supporto c/interessi Verifica di Sostenibilità finanziariaipotesi costi costanti Mutuo agevolato 0% % 0 0 Mutuo ordinario 100% 2'522' % - 218'982 Quota residua su De Minims totale 2'522' ' '000 Tasse sugli Utili di Impresa 31.4% Verifica di Equilibrio finanziario Ricavi 453' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '076 Costi - 184' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '363 Margine Operativo Lordo 269' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '713 Mutuo agevolato Mutuo ordinario 218' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Totale mutuo - 218' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Utile Lordo 50'475 95' ' ' '243 95'936 74'834 53'732 53'732 53'732 53'732 53'732 53'732 53'732 53' ' ' ' ' '713 Tasse - 15'849-30'120-55'614-50'002-50'002-30'124-23'498-16'872-16'872-16'872-16'872-16'872-16'872-16'872-16'872-85'632-85'632-85'632-85'632-85'632 Bilancio Netto 34'626 65' ' ' '241 65'812 51'336 36'860 36'860 36'860 36'860 36'860 36'860 36'860 36' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' tasse Oneri finanziari Ricavi Costi operativi Bilancio Netto -200' ' ' ' ' '000 Figura 6.3. Verifica di sostenibilità finanziaria. Analisi di sensitività. Finanziamento a tasso ordinario per tutto l investimento (3.5% su 15 anni). Fase 2. Fonte: nostra elaborazione

51 50 7 Impatto sul piano economico finanziario della ipotesi di sviluppo su sola Fase 1 Dopo aver verificato il bilancio energetico, il bilancio economico e la sostenibilità finanziaria del progetto nella sua configurazione di riferimento (Fase 2), si è inteso stimare a quali risultati porterebbe la limitazione dell iniziativa alla sola Fase 1. Si ricorda che questa ipotesi prevede l allacciamento, fra quelle censite, delle sole utenze pubbliche, assimilabili a pubbliche, del centro commerciale, del lotto residenziale A1 e dell unico edificio residenziale privato con riscaldamento centralizzato. Questa è, in buona sostanza, la fase che comprende le utenze più facilmente allacciabili al servizio di teleriscaldamento (Tabella 3.1). Dal puto di vista delle opere necessarie per l attivazione del servizio, si ha che: la rete di teleriscaldamento rimarrebbe invariata per tutta la struttura che costituisce la dorsale. Si è infatti valutato che sia comunque opportuno mantenere le dimensioni necessarie alla futura acquisizione di tutte le utenze potenziali, senza intervenire nuovamente sulla componente dorsale; la lunghezza complessiva della rete, inclusi dunque gli allacciamenti delle utenze, ammonterebbe a 1'942 m c. ca (Tabella 4.2); la potenza termica della caldaia a biomassa (1 400 kwt) rimane la stessa della fase più estesa. La potenza richiesta dalle utenze di Fase 1 si aggirerebbe, infatti, attorno a 2.3 MWt. Tale caldaia potrebbe quindi coprire circa il 61% del carico massimo invernale e potrebbe poi essere vantaggiosamente utilizzata anche in caso di un significativo incremento dell utenza allacciata (sino alla configurazione di Fase 2). Con la configurazione di Fase 1, questa caldaia sarebbe in grado di coprire il 90% del fabbisogno termico complessivo (al netto anche di quello proveniente dal cogeneratore che ha la massima priorità/convenienza); rimane attiva la soluzione della micro-cogenerazione, in quanto tuttora adatta alla ottimizzazione economica; è necessaria una caldaia di integrazione e riserva da 3 MWt.

52 51 Figura 7.1. Schema di tracciato e dettaglio dei diametri della rete di teleriscaldamento per il collegamento di tutte le utenze di Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Con queste premesse, nei paragrafi seguenti viene riproposta l analisi di fattibilità mediante una nuova elaborazione del bilancio energetico annuale, una revisione del computo metrico e le simulazioni di valutazione economica del progetto. 7.1 Bilancio energetico Il bilancio energetico è stato calcolato in modo analogo a quanto già descritto in precedenza (rif. par. Simulazione del profilo di richiesta del calore. Simulazione con Modello TESEO ). I risultati dell applicazione del modello sono rappresentati in Figura 7.2. In termini di consumi di energia primaria, il modello porta a prevedere: un consumo 1'095 t/anno c. ca di biomassa vegetale (PCI di kjoule/kg, pari a kcal/kg); Smc/anno c. ca di gas naturale (di cui c. ca per l unità di cogenerazione e c. ca per la caldaia di integrazione).

53 52 Progetto: FACTOR 20 Localita': S.Omobono Terme Bilancio di energia annuale (dati in kwh/anno) Caso: teleriscaldamento biomassa cogen. 30 kw Aerotermi per 112 Smaltimento calore 11'200 Frigorifero Assorbimento - - kwf - COP ore Gruppo frigorifero Freddo (7 C) - a compressione - efficienza kw gas naturale Cogeneratore 218'880 etael 30.00% Pompa di Calore 729'600 etath 60.0% ( 7'296 ore) - COP PotElet 30 kwe - kw Energia Elettrica: 238'004 Carico Elettrico 119'998 pompaggio telerisc. Ceduta a ENEL 118' '760 3'313'229 recupero termico Riscaldamento 3'161'328 2'886'669 ACS 151'901 totale calore 3'313'229 12% di cui perdite di rete 397'592 consumi caldaie Calore all'utenza 2'915' % 3'396'081 Produzione termica > da biomassa 2'286'238 90% biomassa > da gas in caldaia 254'026 3'056'473 etath 0.85 > da cogenerazione 375'372 10% metano - 339'608 Da ENEL 19'292 19'292 Energia primaria in ingresso (unità fisiche) Biomasse (cippato). Pci= 10'046 kj/kg 1'095.2 ton/anno Gas naturale per cogenerazione 76'055 Smc/anno da Fotovoltaico 0 kwp Gas naturale per caldaia integrazione 35'402 Smc/anno 1'050 kwh/kwp - kwh/a Gas naturale totale 111'457 Smc/anno Figura 7.2. Bilancio energetico su base annua (funzionamento a regime). Fase 1. Fonte: nostra elaborazione

54 Bilancio economico Stima degli investimenti Il prospetto complessivo degli investimenti necessari è sintetizzato in Tabella 7.3. Nel seguito di questo paragrafo sono riportate unicamente le voci che variano rispetto alla configurazione base del sistema (Fase 2) Rete di distribuzione del calore Costo di realizzazione della rete Applicando i costi tipici di realizzazione (da prezzario regionale ufficiale) alla lunghezza dei tratti assegnati ai diversi diametri nominali (Tabella 4.2) emerge un costo complessivo di c. ca 758'700 (Tabella 7.1).

55 54 Tabella 7.1. Calcolo dei costi di realizzazione della rete di teleriscaldamento nell ipotesi di massima estensione. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Progetto Factor 20 Teleriscaldamento a biomasse - S.Omobono Terme Fase 1 Stima preliminare costo della rete Lunghezza rete (doppio tub Opere meccaniche scavi e ripristini DN lunghezza costo unitario tubo singolo costo unitario doppio singolo Costo tubi curve derivazioni valvole riduzioni e fondelli giunti dielttrici varie Totale opere meccaniche costo unitario costo totale scavi metri /m /m /m DN DN DN DN '897 1' ' ' '250 DN '258 3'086 1'554 4' '474 1'483 42' '500 DN '968 9'687 4'876 12'802 2'724 4'627 4' ' '200 DN '242 2'983 1'501 3' '425 1'433 41' '270 DN '918 6'010 3'025 7'942 1'690 2'870 2'888 83' '860 DN ' ' '038 DN ' ' ' '300 DN '713 1' ' ' '980 DN ' ' '180 DN ' ' '320 DN ' ' '900 totale 1' ' '798 Totale rete 758'778 pari a /m 390.6

56 Costo di realizzazione delle sottostazioni di utenza (allacciamenti) Il numero di sottostazioni previste ammonta a 20. A ciascuna di esse è stato applicato un costo di realizzazione (chiavi in mano) derivato dalle indicazioni del prezziario regionale ufficiale già citato in precedenza. Il costo complessivo, pari a 310'700 c. ca, è riportato in modo analitico (suddiviso per classi di potenza e con o senza la produzione di acs) in Tabella 7.2. Tabella 7.2. Elenco e costi delle sottostazioni di utenza nella ipotesi di massima estensione. Fase 1. Si assume che le sottostazioni di utenza vengano fornite agli utenti senza costi (comodato d uso). Fonte: nostra elaborazione Progetto Factor 20 Teleriscaldamento a biomasse S.Omobono Terme Fase 1 Stima preliminare costo delle sottostazioni di utenza sottostazioni potenza costo extra opzione posa Costo Classe di potenza solo risc extr. acs complessiva unitario acs in opera Totale n. n. (kwt) /cad 0% 50 kw '484-1' ' kw ' kw '614-1' ' kw '085-1' ' kw '128 8'201 3' ' kw '435 8'625 3' ' kw '514 9'019 3' ' kw '274 9' kw '121 10' kw '134-3' ' kw '682-3' ' kw '306 11' kw '505 13' '000 kw '200 16' ' ' Totale costi rete Il costo complessivo per la rete di distribuzione del calore di Fase 1 ammonta quindi a 1'069'490 c. ca Centrale di produzione del calore Costo delle opere civili (edificio centrale) Il costo stimato ammonta a c. ca, ai quali si vanno ad aggiungere 20'000 c. ca per la realizzazione di un camino in acciaio inox a doppia parete di 20 m di altezza.

57 Costo della stazione di pompaggio Per la stazione di pompaggio, considerando la installazione di due pompe rispetto alla tre previste in Fase 1, è previsto un costo di c. ca Totale costi centrale di produzione del calore Il valore complessivo dei costi delle opere per la centrale termica a servizio di Fase 1 ammonta a 888'500 c. ca Altri costi Costi tecnici (progettazione e pratiche tecniche autorizzative) Gli oneri di progettazione sono stati stimati pari al 7.0% dei costi degli impianti oltre a un 1% per attività di studio di impatto ambientale Riepilogo dei costi di investimento I costi di investimento di Fase 1 (dei quali i paragrafi precedenti hanno evidenziato le sole voci mutate rispetto alla Fase 2) ammontano quindi ad un valore complessivo pari a 2'184 k c. ca, come riportato in Tabella 7.3. Non viene preso in carico il costo dell IVA nell ipotesi che il progetto sia gestito da un Operatore di mercato. Situazione peraltro necessaria anche per usufruire delle incentivazioni in conto credito di imposta.

58 57 Tabella 7.3. Riepilogo dei costi di investimento. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione FACTOR 20 Fase 1 S.Omobono Terme teleriscaldamento biomassa cogen. 30 kw Componenti Costi Subtotale Totale Rete di distribuzione del calore opere meccaniche 758'778 Sottostazioni di utenza 310'714 Totale rete teleriscaldamento caldo 1'069'492 Rete di distribuzione del freddo opere meccaniche - Totale rete teleriscaldamento freddo - Centrale Termica opere edili strutturali ed architettoniche (escluso terreno) 170'000 Camino aciaio inox doppia parete - H 20 m 20'000 caldaia a biomassa incluso caricamento cippato 387'800 gruppo cogenerazione 90'000 caldaia integrazione da 1.5 MW + caldaia a gas estiva 70'000 centrale pompaggio 11'000 collegamenti idraulici in centrale 15% 83'820 opere elettriche e regolazione 10% 55'880 Totale opere centrale termica 888'500 Fotovoltaico kw Imprevisti su opere e costi tecnici 3.0% 1'957'992 58'740 Totale costo realizzazione opere 2'016'732 Costi tecnici Progetto preliminare + definitivo + esecutivo + DL + VVF 7.0% 141'553 Relazione ambientale e pratiche autorizzative 1.0% 20'167 Oneri previdenziali obbligatori (CNPAIA,..) 4% 6'469 Totale oneri tecnici 168'189 Totale complessivo imponibile IVA su opere 10% - IVA costi tecnici 21% Totale investimento 2'184'921 2'184'921

59 Bilancio economico annuo della gestione Il bilancio dei costi e ricavi della gestione ordinaria su base annua di Fase 1 sono sintetizzati in Tabella 7.4. Le voci del bilancio costi/ricavi sono sinteticamente descritte in dettaglio nei paragrafi seguenti (laddove valgono le considerazioni già fatte per Fase 2, qui ci si limiterà a riportare i soli valori analitici) Costi di approvvigionamento dell energia in ingresso Costo di approvvigionamento della biomassa La gestione a regime di Fase 1 richiede l approvvigionamento di t/anno c. ca di biomassa vegetale. Si assume per questa quantità un costo unitario di 100 /t. Con queste ipotesi si prevede un costo complessivo per approvvigionamento della biomassa pari a /anno c. ca Costo di acquisto del gas naturale Il bilancio energetico prevede il consumo di Smc/anno c. ca di gas naturale. Questo viene in parte utilizzato ( mc/anno c. ca ) per la cogenerazione (0.45 /Smc), con un costo totale pari a /anno c. ca. E poi previsto un consumo di gas naturale aggiuntivo per le caldaie di integrazione. Esso ammonta a mc/anno c. ca (0.636 /mc), con un costo complessivo di acquisto di gas naturale pari a /anno c. ca. In totale, per acquisto di gas naturale si prevedono costi annui pari a 56'740 c. ca Costo di acquisto dell energia elettrica E stato stimato che l impianto acquisti ogni anno 19'290 kwh/anno c. ca, con un costo complessivo (a partire da un costo unitario di 0.2 /kwh) di 3'850 /anno c. ca. Si è ipotizzata la cessione della produzione eccedente, pari a poco 118'000 kwh/anno, ad un prezzo di 0.07 /kwh per complessivi 8'200 /anno c. ca Costi di manutenzione e gestione Costi di manutenzione della centrale a biomassa e smaltimento ceneri Sia per manutenzione che per smaltimento delle ceneri sono stati confermati i valori di costo unitari già impiegati in precedenza e rispettivamente pari a 2% del costo della caldaia e 50 /t. A fronte di una produzione di 54 t/anno c. ca, quindi, l onere complessivo per lo smaltimento delle ceneri ammonterebbe a 2'700 /anno c. ca.

60 Costi di manutenzione della unità di micro cogenerazione Assunto un costo di manutenzione full service calcolato in base alla produzione di energia elettrica e valutato /kwhe prodotto Personale di gestione Stimati necessari 0.5 dipendenti a tempo pieno (fte, full time equivalent), con costo annuo complessivo di Ricavi ottenibili dalla vendita del calore all Utenza Metodo di calcolo del valore della tariffa di vendita del calore In linea con il caso precedente (Tabella 5.4), è stata assunta una tariffa di vendita del calore di /MWh, cui è conseguita una stima di introiti annui di 317'838 c. ca Incentivo economico per il calore distribuito mediante reti di teleriscaldamento a biomassa In linea con il caso precedente, sono stati considerati i contributi previsti dalla L. 388/2000 e quelli introdotti dalla L. 203/2008. Applicando il contributo di /kwh alla quota di calore erogato e proveniente dalla biomassa si prevede un incentivo pari a 59'000 /anno c. ca. Il valore dei TEE è stimabile in 73'403 /anno su 7 anni complessivi (in virtù delle progressive fasi di allacciamento delle utenze), considerando tutta la produzione di calore da biomassa Bilancio costi /ricavi della gestione annua a regime Sintetizzando tutte le voci di costo e ricavo descritte nei paragrafi precedenti e considerando la situazione a regime (ovvero senza contemplare le fasi transitorie iniziali), si è ottenuto un bilancio costi-ricavi dell impresa in Fase 1 come riportato in Tabella 7.4. Dall analisi della Tabella emerge che, a fronte di costi annui di gestione stimati pari a c. ca, corrisponde un ricavo annuo stimato pari a /anno c. ca. Si prevede dunque un flusso di cassa annuo positivo di poco superiore a

61 60 Tabella 7.4. Bilancio costi-ricavi. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione Progetto: teleriscaldamento biomassa Localita':S.Omobono Terme FACTOR 20 Caso: teleriscaldamento biomassa cogen. 30 kw Bilancio energetico ed economico comparato tra progetto e ante-operam Fase 1 1 enel Consumi combustibile tariffa costo gestione Situazione di Progetto Costi operativi acquisto combustibili ed energia metano per cogeneratore 76'055 mc/a 0.45 /mc 34'225 /a /a acquisto biomassa 1'095'236 kg/a 0.10 /kg 109'524 /a smaltimento ceneri 5% 54'762 kg/a 0.05 /kg 2'738 /a Metano per caldaia integraz. 35'402 mc/a /mc 22'515 /a acquisto da ENEL- pompaggio+ motori 1 19'292 kwh/a 0.20 /kwh 3'858 /a Accise su autoproduzione elettrica 1 100'874 kwh/a /kwh 1'261 /a manutenzione + gestione manutenzione cogeneratore all inclusive 218'880 kwh/a /kwh 3'283 /a manutenzione caldaia biomassa 2% 7'756 /a gestione e manutenzione sistema 0.50 fte 40'000 /fte 20'000 /a Totale Costi operativi 205'160 /a Ricavi di gestione Cessione della prod. elettrica eccedente 1 118'006 kwh/a 0.07 /kwh 8'260 /a Titoli EE (per 5 anni) tep/a /tep 73'403 /a Incentivo Legge 203/ '286'238 kwh/a /kwh 58'985 /a Vendita calore all'utenza 1 2'915'637 kwh/a /kwh 317'838 /a Totale ricavi gestione 458'487 Cash Flow annuo (a regime, costi costanti) 253'327 /a 7.4 Analisi economico-finanziaria del progetto Analisi della redditività intrinseca dell impresa Dall analisi con il metodo del Discounted Cash Flow (DCF) è emerso (Figura 7.3) che l investimento previsto (2'184 k c. ca ) troverebbe un impiego nell impresa di Fase 1 con tasso di remunerazione del 9.9% (Tasso Interno di Redditività, TIR). Il Valore Attuale Netto (VAN), calcolato con un tasso del 5%, è risultato pari a 621'500 c. ca. Il periodo di rientro dell investimento è di 12 anni. La sola Fase 1 presenta quindi un tasso di remunerazione che stenta a superare la soglia del 10%, ovvero un margine di recupero economico dell investimento che si colloca un po oltre ai tipici margini attesi dagli investitori privati ma comunque entro i valori propri delle opere infrastrutturali di interesse pubblico.

62 Verifica della sostenibilità finanziaria del progetto La verifica di sostenibilità finanziaria è stata impostata con le medesime ipotesi adottate per il caso di massima estensione. Il risultato di questa analisi è riportato in Figura 7.4. L analisi ha fatto emergere che la gestione dell impresa di Fase 1 comporterebbe un Margine Utile Netto: tra 444 (1 anno) e 59'614 (3 anno) /anno nei primi 7 anni (periodo di incentivazione dei TEE); intorno a /anno dal 8 al 15 anno; di poco superiore a 122'300 /anno oltre il 15 anno, sino al termine dell orizzonte temporale considerato.

63 62 Progetto: FACTOR 20 teleriscaldamento biomassa S.Omobono Terme cogen. 30 kw Fase 1 Verifica economica delll'impresa in condizioni di autofinanziamento - al netto dell'inflazione 0 Anno Costi ( ) Investimento 1'310' ' '191 complessivo, netto IVA 2'184'921 Acquisto metano per cogenerazione 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 34'225 Acquisto biomassa 65'714 87' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '524 Acquisto metano integrazione 13'509 18'012 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 22'515 smaltimento ceneri 1'643 2'190 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 2'738 acquisto da ENEL 2'315 3'087 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 3'858 Gestione e manutenzione centrale 18'624 24'831 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 31'039 Accise su produzione elettrica 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 1'261 Totale costi 1'448' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '160 Ricavi ( ) Valore calore fornito 190' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '838 Incentivo Legge 388/2000 per allacciamenti Valore en. Elettrica da cogenerazione 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 8'260 TEE anno 1 44'042 44'042 44'042 44'042 44'042 TEE anno 2 14'681 14'681 14'681 14'681 14'681 TEE anno3 14'681 14'681 14'681 14'681 14'681 Incentivo Legge 203/ '391 47'188 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 58'985 Contributi in conto capitale Legge 388/ '808 12'603 12' Totale ricavi 316' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '084 Flusso di cassa netto ( ) -1'132' '165 3' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '923 Flusso di cassa attualizzato ( ) -1'078' '046 3' ' ' ' ' ' ' ' ' '188 95'417 90'873 86'546 82'425 78'500 74'762 71'202 67'811 Flusso di cassa attualizzato cumulato ( ) -1'078'132-1'284'178-1'280'949-1'072' ' ' ' ' ' ' '163-25'975 69' ' ' ' ' ' ' '561-1'030' '116 2' ' ' ' '565 84'610 76'995 70'066 63'760 58'022 52'800 48'048 43'724 39'789 36'208 32'949 29'984 27'285 Valore Attuale Netto (VAN) 5% 621'561 Tasso Interno di Redditivita' (TIR) 9.9% Andamento del Flusso di Cassa Netto attualizzato cumulato (prima delle tasse) '000'000 Tariffe vendita vendita calore a utenza /kwh vendita freddo ad utenza - /kwh Cessione en.elettrica all'utente - /kwh En. Elettrica ceduta GSE /kwh Certificati Verdi - /kwh Certificati Verdi da filiera corta - /kwh contributo L 203/ /kwh DCF cumulato ( ) 500' '000 Tariffe acquisto energia e prodotti energia elettrica per autoconsumi 0.20 /kwh Tariffa metano per cogenerazione 0.45 /mc biomassa legnosa 0.10 /kg Tariffa metano per integrazione 0.64 /mc Gestione amministrativa (% fatturato) - N. addetti personale tecnico 0.50 fte Costo annuo personale addetto 20 k /anno -1'000'000-1'500' anni Manutenzione full service motore /kwh Figura 7.3. Analisi economica. Metodo del DCF-Discounted Cash Flow. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione

64 63 Progetto: Teleriscaldamento S.Omobono Terme Fase 1 Caso di costi costanti Investimento richiesto 2'184'921 Verifica di Sostenibilità finanziariaipotesi costi costanti Contributi in conto capitale 0 Mutuo rate costanti Finanziamento richiesto 2'184'921 n.anni taso annuo Rata annua Valore del supporto c/interessi Mutuo agevolato 30% 655' % - 45' '676 Mutuo ordinario 70% 1'529' % - 132'794 Quota residua su De Minims totale 2'184' '261 28'324 Tasse sugli Utili di Impresa 32% Verifica di Equilibrio finanziario Ricavi 316' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '084 Costi - 137' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '160 Margine Operativo Lordo 178' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' '923 Mutuo agevolato - 45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45'467-45' Mutuo ordinario - 132' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Totale mutuo - 178' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' Utile Lordo '558 87'668 75'066 75'066 31'024 16'343 1'662 1'662 1'662 1'662 1'662 1'662 1'662 1' ' ' ' ' '923 Tasse '099-28'054-24'021-24'021-9'928-5' '575-57'575-57'575-57'575-57'575 Bilancio Netto '459 59'614 51'045 51'045 21'096 11'113 1'130 1'130 1'130 1'130 1'130 1'130 1'130 1' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' ' tasse Oneri finanziari Ricavi Costi operativi Bilancio Netto -100' ' ' ' '000 Figura 7.4. Verifica di sostenibilità finanziaria. Fase 1. Fonte: nostra elaborazione

65 64 8 Stima del potenziale di biomassa disponibile a scala locale Questa sezione dello studio riporta i risultati delle analisi svolte con il fine di stimare i quantitativi di biomassa che, in ambito locale, potrebbero essere resi disponibili ai fini dell approvvigionamento della rete di teleriscaldamento. Due le tipologie di materiali che sono state contemplate: materiale legnoso derivante dalla gestione forestale; scarti delle unità produttive di prima lavorazione del legno. Per entrambe le tipologie di materiale è stato scelto quale bacino di riferimento l intero territorio della Comunità Montana di Valle Imagna. Avendo un estensione longitudinale complessiva di 17 km c. ca, l area è infatti compatibile con approvvigionamenti riconducibili ad approvvigionamento da filiera corta. 8.1 Materiale di origine forestale Caratterizzazione delle superfici forestali Secondo quanto riportato dal vigente Piano di Indirizzo Forestale (PIF), le foreste dell area si estendono per poco meno di ha. Una quota limitatissima di esse è rappresentata da boschi di proprietà pubblica. In particolare, come indicato nel Piano, nel territorio della Comunità Montana sono presenti solamente proprietà pubbliche assestate di proprietà del Demanio Regionale e gestite in forma diretta da E.R.S.A.F. Si tratta, in particolare, delle proprietà afferenti alla Foresta Regionale Monte Resegone che, sul territorio di Valle Imagna, interessa poco più di 260 ha di superfici boschive (4.5 % c. ca dell estensione complessiva dei boschi imagnini), in Comune di Brumano (Figura 8.1). Lo stesso Piano di Indirizzo Forestale evidenzia il fatto che mentre in passato l elevato tasso di proprietà privata dei boschi garantiva la cura e la manutenzione dei singoli appezzamenti in quanto la legna era una risorsa importante nell economia locale, oggi esso rende difficile l utilizzazione boschiva e la razionalizzazione delle pratiche forestali per l eccessiva frammentazione delle proprietà.

66 65 Figura 8.1. Distribuzione territoriale delle foreste in Comunità Montana di Valle Imagna, con evidenziazione dei boschi di proprietà pubblica (Foresta Regionale Monte Resegone). Fonte: nostra elaborazione Per quanto attiene la tipologia di copertura forestale, il PIF evidenzia alcuni elementi che caratterizzano l area in modo specifico. In particolare: riguardo le superfici, il territorio della Valle è caratterizzato da un equilibro sostanziale fra specie termofile (orno-ostrieto) e mesofile (faggete, querceti e aceri-frassineti); il castagneto rappresenta la tipologia più rappresentativa del territorio imagnino; la presenza delle conifere è sporadica e si verifica, per lo più, alla testata della Valle, all interno del Demanio Regionale. Da un punto di vista analitico, l estensione complessiva (ha) e quella relativa (%) della varie tipologie forestali presenti in Valle è riportata in Tabella 8.1. Secondo tali dati, Orno-ostrieti, Faggete submontane, Robinieti e Castagneti coprono oltre il 65% del totale delle superfici boschive della zona.

67 66 Tabella 8.1. Estensione delle diverse tipologie forestali sul territorio di Valle Imagna. Fonte: Piano di Indirizzo Forestale Tipologia forestale Estensione (ha) Percentuale Aceri-frassineto con faggio % Aceri-frassineto con ostria % Aceri-frassineto tipico % Aceri-tiglieto % Betuleto secondario % Boschi di neoformazione % Carpineto con ostria % Carpineto con ostria var. con cerro % Castagneto dei substrati carbonatici dei suoli mesici Castagneto dei substrati carbonatici dei suoli mesoxerici % % Cerreta % Faggeta montana dei substrati carbonatici dei suoli xerici Faggeta montana dei substrati carbonatici tipica % % Faggeta primitiva % Faggeta submontana dei substrati carbonatici Faggeta submontana dei substrati carbonatici var. dei suoli mesici % % Fascia boscata in ambito urbano % Formazioni di maggiociondolo alpino % Giardino % Impianti di conifere % Impianti di latifoglie % Orno-ostrieto primitivo di rupe % Orno-ostrieto tipico % Orno-ostrieto tipico var. con cerro % Orno-ostrieto tipico var. con faggio % Pineta a pino silvestre % Querceto di rovere dei substrati carbonatici dei suoli mesici Querceto di roverella dei substrati carbonatici Querceto di roverella dei substrati carbonatici var. con cerro Querco-carpineto collinare di rovere e/o farnia % % % % Robinieto puro % Robinieto misto % Saliceto di greto % Saliceto di ripa % Totale ~ %

68 67 Da un punto di vista della destinazione funzionale delle superfici, sempre dai dati del Piano di Indirizzo Forestale si desume che ad oltre il 60% delle superfici è attribuita una destinazione di carattere produttivo (Tabella 8.2). Tabella 8.2. Destinazione funzionale delle superfici boschive del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna. Fonte: Piano di Indirizzo Forestale Destinazione funzionale Estensione (ha) Percentuale Etero protettiva 867 ~ 15 % Naturalistica 429 ~ 7 % Paesaggistica 30 ~ 1 % Produttiva ~ 61 % Protettiva 972 ~ 17 % Turistico-ricreativa 1 ~ 0 % Totale % Per quanto attiene la forma di governo, è ancora il Piano di Indirizzo Forestale che fornisce indicazioni di dettaglio, specificando che: il governo a ceduo interessa più del 90% dei boschi; la parte restante è governata a fustaia; sia il ceduo che la fustaia non si presentano mai come forme pure poiché il progressivo abbandono del bosco ha reso il governo più irregolare e, soprattutto, ha allungato notevolmente i turni di ceduazione La viabilità agro-silvo-pastorale Secondo il set di dati resi disponibili dalla Comunità Montana di Valle Brembana per lo svolgimento delle attività del progetto BioEnerGIS ( l estensione della VASP (Viabilità Agro Silvo Pastorale) sul comprensorio territoriale in esame ammonterebbe a poco più di 90 km (Tabella 8.4). E qui importante ricordare che, con deliberazione di Giunta Regionale n. VII/14016 del 8 agosto 2003, Regione Lombardia ha fornito linee guida per la progettazione della viabilità agrosilvo-pastorale. La direttiva sulla VASP, in particolare, contiene una serie d indicazioni di natura tecnica ed amministrativa per la realizzazione di nuove strade agro-silvo-pastorali, per l attuazione d interventi d adeguamento e di manutenzione e per la regolamentazione dell accesso e della sicurezza di transito. In allegato alla direttiva, viene riportata una classificazione dei tracciati di interesse agro-silvopastorali, presentata in Tabella 8.3.

69 68 Tabella 8.3. Classificazione dei tracciati d interesse agro-silvo-pastorale. Fonte: allegato alla delibera di Giunta Regionale n. VII/14016 del 8 agosto 2003 Senza contemplare la viabilità ordinaria (che pure può essere parzialmente impiegata per le attività cantieristiche finalizzate all esbosco) ed eventuali infrastrutture forestali non regolamentate come VASP ma comunque impiegabili per attività di esbosco, la densità complessiva di infrastrutture forestali dell area ammonta ad oltre 15 m/ha. Un dato significativamente superiore rispetto al contesto generale della provincia di Bergamo, il cui territorio montano sarebbe caratterizzato (secondo nostre recenti elaborazioni) da un valore di densità intorno agli 11 m/ha 3. 3 Seppur superiore rispetto al dato provinciale, anche il dato di Valle Imagna sembra comunque evidenziare una certa carenza di dotazioni infrastrutturali. In letteratura si può leggere infatti che per fare selvicoltura naturalistica (tipica dell area lombarda, ndr.) è necessaria una densità di viabilità principale più elevata rispetto alle pratiche della selvicoltura tradizionale di tipo economico in quanto questi ultimi interventi, sempre molto intensi, concentrati ed episodici possono anche prescindere in alcuni casi dalla presenza della viabilità. Tale densità di viabilità principale si attesta tra 20 e 40 m/ha a seconda delle realtà locali (In La viabilità per la valorizzazione delle aree protette e della selvicoltura naturalistica : intervento del dr. Pietro Luigi Bortoli allora Direttore Regionale delle Foreste, Regione (footnote continued)

70 69 Tabella 8.4 riporta la sintesi dell estensione complessiva della viabilità agro-silvo-pastorale in Valle Imagna, per classe di percorribilità. Tabella 8.4. Estensione della viabilità agro silvo pastorale per classe di percorribilità. Fonte: nostra elaborazione Estensione (m) Classe I Classe II Classe III Classe IV Totale La discreta dotazione infrastrutturale è confermata da una elaborazione che può essere rinvenuta all interno del Piano di Indirizzo Forestale. Esso ha infatti individuato l estensione complessiva delle superfici forestali riconducibili a tre distinte classi di accessibilità (Tabella 8.5 e Figura 8.2). Come si può evincere, secondo il PIF oltre il 70% delle superfici forestale sarebbe localizzata in zone ad elevata accessibilità. Tabella 8.5. Livello di accessibilità delle aree boscate del territorio di Valle Imagna. Fonte: Piano di Indirizzo Forestale Classe di accessibilità Tipo di accessibilità Percentuale (%) I Zone ben servite ~ 72% II Zone scarsamente servite ~ 23% III Zone non servite ~ 5% Totale 100% Autonoma Friuli-Venezia Giulia al Convegno Internazionale Viabilità forestale: aspetti ambientali, legislativi e tecnico-economici, 1998).

71 70 Figura 8.2. Mappa del livello di accessibilità delle aree boscate del territorio di Valle Imagna. Fonte: Piano di Indirizzo Forestale Filiera bosco-legno-energia e Pianificazione Forestale in ambito locale L incremento dell utilizzo di biomasse legnose di origine forestale per fini energetici è uno dei principali Progetti Generali che il Piano di Indirizzo Forestale locale vigente propone. Agli interventi correlati, lo stesso strumento pianificatorio associa la classe di urgenza elevata, con auspicio di operatività entro i 5 anni. Il Piano sottolinea infatti che la strutturazione di filiere legno-energia sul territorio della Valle Imagna avrebbe una serie di ricadute positive, fra le quali vengono sottolineate occupazione, salvaguardia ambientale, autosufficienza energetica, reimpiego di risorse all interno del sistema economico locale, ripresa di attività commerciali, valorizzazione turistica. Parallelamente, il Piano evidenzia una serie di criticità con cui il processo di attivazione di una filiera legno-energia in Valle Imagna dovrebbe confrontarsi. Tali problemi pratici vengono ricondotti a due macro-categorie: problemi di tipo strutturale, in particolare: frammentazione delle proprietà, frammentazione delle imprese e mancanza di organizzazione del settore. Aspetti che, come si può leggere nel Piano, ostacolano la creazione di filiere sufficientemente grandi da consentire margini economici su un prodotto particolarmente povero ;

72 71 problemi di carattere economico, principalmente riconducibili agli elevati costi di esbosco (e, di conseguenza, ai prezzi alti delle provvigioni legnose ritratte) e alla difficoltà a collocare sul mercato in maniera ottimale gli assortimenti principali degli interventi (soprattutto per il ceduo di castagno), condizione necessaria al contenimento dei costi del sottoprodotto cippato. Come conseguenza delle criticità appena esposte, il Piano sottolinea come soltanto una parte ( minima ) delle provvigioni legnose disponibili potrebbero essere effettivamente ritratte per finalità energetiche ed esboscate a prezzi concorrenziali rispetto alla media del mercato del cippato. Il Piano esorta a non confondere il piano delle valutazioni prettamente finanziarie e privatistiche con quello dei benefici collettivi ed a non sovrastimare le reali potenzialità della risorsa. Il PIF non si limita comunque ad evidenziare i potenziali fattori limitanti di una filiera legnoenergia. Esso delinea anche le condizioni che potranno portare alla operatività futura delle filiere in ambito locale. Queste le indicazioni principali: creazione di condizioni che consentano una valorizzazione piena e ottimale degli assortimenti principali, diversi dal cippato, ivi compresa la paleria del castagno ; promozione di azioni finalizzate a conseguire un maggior potere contrattuale nei confronti degli acquirenti attraverso un superamento dell attuale frammentazione dell offerta (piccole proprietà, piccole imprese, tagli di lieve entità, occasionali e non pianificati) e dell opacità del mercato. Associazionismo, consorzi, vendita collettiva alcune delle soluzioni proposte; valorizzazione della maggior qualità del cippato forestale rispetto a materiale di origine industriale (scarti dell industria del legno) o agricolo (utilizzazioni di pioppeti) e considerazione degli impatti ambientali e tecnologici derivanti dall impiego di combustibile legnoso di bassa qualità e trasportato su lunghe distanze; interpretazione dell attivazione di una filiera legno-energia come operazione di interesse pubblico che, oltre agli aspetti meramente finanziari, tenga nella dovuta considerazione esternalità positive quali, fra l altro, recupero ambientale delle superfici forestali, riduzione del rischio idrogeologico e di incendio, rilancio dell economia locale del bosco, creazione di posti di lavoro, presidio del territorio, riduzione dell emissione di CO2 di origine fossile, immissione dei costi energetici sostenuti dalla comunità all interno dell economia locale, autosufficienza energetica. A fronte delle considerazioni generali e delle linee di indirizzo qui sopra riassunte, il PIF non fornisce indicazioni quantitative sulla biomassa presente ed utilizzabile in modo sostenibile all interno di filiere energetiche sul territorio di Valle Imagna.

73 72 Il documento precisa che, soprattutto in conseguenza della scarsa rilevanza del mercato del legno locale, non esistono dati utili a fotografare nel dettaglio la produzione forestale sull area e l utilizzo locale di materiale legnoso. Il PIF si limita quindi a indicare che, a livello di Valle Imagna, sia lecito supporre avvenga ciò che si registra su base su base regionale, dove: 2/3 dei 4.5 Milioni di m 3 di legno annualmente impiegato (opera e brucio) provengono da fuori dell ambito regionale e per lo più dall estero. Si sottolinea infatti come oltre confine sia possibile legname di migliore qualità ad un prezzo concorrenziale, rendendo di fatto antieconomico lo sfruttamento dei nostri boschi ; il terzo di provenienza regionale deriva per il 75% da impianti di pioppicoltura localizzati in pianura e per la parte restante dallo sfruttamento dei boschi delle aree collinari e montane. Anche per quanto attiene i dati di produttività boschiva, il Piano specifica che non sono disponibili dati specificamente riferiti ai volumi di biomassa legnosa prelevati sul territorio della Valle Imagna. Il PIF si limita quindi a sottolineare che la situazione del territorio oggetto del Piano ricalca quella lombarda, con scarso utilizzo del legname locale se non per uso focatico e di provenienza generalmente delle aree più percorribili, cioè più pianeggianti Stima dei quantitativi di biomassa forestale ritraibile a fini energetici In assenza di stime del potenziale di biomassa disponibili per lo specifico livello locale, le stime di materiale legnoso ritraibile dai boschi di Valle Imagna sono stati desunti dai risultati ottenuti sull area con il progetto BioEnerGIS. Nell ambito di tale lavoro, sono stati stimati i quantitativi di biomassa forestale ritraibili dalle superfici boschive della Lombardia e potenzialmente destinabili a filiere legno-energia (costi di esbosco indicativamente inferiori a 100 /t). Le valutazioni sono state condotte impiegando due diverse tipologie di approccio, basate sull utilizzo di due proxy distinte: incremento (tasso di aumento annuo della provvigione legnosa su una particella forestale, espresso in t/ha/anno); ripresa (quantitativo di materiale legnoso che, su un periodo temporale di riferimento per l assestamento di una particella, può essere tagliato senza compromettere le funzionalità dell ecosistema boschivo. Si esprime in t/ha/anno). I valori di tali parametri sono stati derivati a livello regionale, per ciascuna tipologia forestale, dal Catasto Regionale dei Piani di Assestamento Forestale. Successivamente sono stati distribuiti a livello territoriale, su celle di 50 m di lato, impiegando le cartografie più idonee allo scopo e

74 73 contemplando, fra l altro, la forma di governo (ceduo o alto fusto) e la destinazione funzionale della particella (produttiva, protettiva, paesaggistica o naturalistico-ricreativa). Si è poi passati dalla definizione di un potenziale lordo (teorico. Corrispondente alla quantità complessiva di materiale legnoso che, a partire dalle proxy sopra indicate, potrebbe essere teoricamente ritratto dai boschi) alla determinazione del potenziale netto (tecnicamente sfruttabile) indentificando le aree effettivamente accessibili ed esboscabili. A tale scopo, tramite analisi GIS ed impiegando quale informazione di riferimento set di cartografie locali (fra queste: Modello Digitale del Terreno a risoluzione 20 m e mappatura della Viabilità Agro Silvo Pastorale), sono state definite le aree sfruttabili con due tipologie distinte di cantiere forestale: gru a cavo. Assunta quale modalità operativa di riferimento, con i seguenti vincoli : o almeno uno degli estremi della campata localizzato su viabilità forestale di classe I ed il secondo sito in prossimità di una strada forestale fino alla classe IV; o pendenza della campata 20%; o 100 m lunghezza della campata 800 m; o almeno 100 m 3 di materiale legnoso ritraibili in un periodo di 15 anni; trattore e verricello, su aree non sfruttabili con la gru a cavo: o distanza da strada forestale (qualsiasi classe) 100 m; o pendenza del versante 35%. In ambito BioEnerGIS, si è inteso in questo modo identificare le aree che, in funzione delle condizioni di accessibilità dei boschi, possono essere effettivamente sfruttate per ritrarre materiale legnoso in condizioni di sostenibilità economica (costi di approvvigionamento inferiori ad una soglia indicativa di riferimento pari a 100 /t). Figura Figura 8.6 evidenziano la distribuzione quantitativa dei diversi livelli di potenziale stimati sull area in esame, sia con la proxy incremento che ripresa.

75 74 Figura 8.3. Distribuzione territoriale, a livello del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna, del potenziale di biomassa stimato tramite la proxy dell incremento complessivo. Fonte: nostra elaborazione da dati BioEnerGIS Figura 8.4. Distribuzione territoriale, a livello del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna, del potenziale di biomassa stimato tramite la proxy dell incremento netto. Fonte: nostra elaborazione da dati BioEnerGIS

76 75 Figura 8.5. Distribuzione territoriale, a livello del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna, del potenziale di biomassa stimato tramite la proxy della ripresa complessiva. Fonte: nostra elaborazione da dati BioEnerGIS Figura 8.6. Distribuzione territoriale, a livello del territorio della Comunità Montana di Valle Imagna, del potenziale di biomassa stimato tramite la proxy della ripresa netta. Fonte: nostra elaborazione da dati BioEnerGIS