ENERGIA: PERCHÈ NON BIOMASSE? UN PROGETTO ARCHIVIATO
Un esempio per discutere su un caso concreto di costi e benefici
in un contesto di valore e valori
Rocco Morelli -
IEng MIET [1]
Abstract
Business planning e
relative analisi costi e benefici sono tecniche e metodiche ben consolidate nel
campo del Total Cost Management e dell’Ingegneria Economica che le professano.
I casi di studio di
progetti di successo possono essere densi di insegnamenti, ma altrettanto si
può dire dei progetti che non hanno potuto godere di analogo buon risultato.
Il lavoro che qui si
propone vuole trattare uno di questi casi “difficili” e senza “esito”, facendo
salvo (per quanto possibile) l’anonimato per questioni di privacy, come pure
ogni riferimento concreto che permetta diretta tracciabilità.
A ben guardare, le storie di
successo o insuccesso dei diversi tipi di progetto sembra, piuttosto,
ragionevole congetturare che sia il sistema di valori
entro cui il progetto si contestualizza e si svolge a concorrere in maniera
decisiva nel determinarne gli esiti; dando qui alla nozione di valori il
significato ampio di norme, comportamenti, obiettivi e atteggiamenti condivisi
che si strutturano e rafforzano in tutto il corpo sociale di una società
civile, in contrapposizione ad una condizione di diffusa anomia, se non
addirittura di conflitto tra valori percepiti come opposti.
In questo lavoro si
riporta la breve storia di un progetto di cogenerazione di elettricità e calore
a biomasse che, sebbene fondamentalmente basato e sviluppato su presupposti
tecnico-economici e ambientali condivisibili, sia poi stato, di fatto, abbandonato,
non tanto per i rivoli innumerevoli dell’apparato burocratico-istituzionale che
avrebbe dovuto accoglierlo, quanto per l’opposizione che ha generato e che ha
costretto a far leva su un epilogo essenzialmente amministrativo da un apparato
che fatica a riscoprire come solo un sistema consolidato di valori comuni possa
essere la base per la generazione di valore economico, per tutti, attraverso
l’intrapresa, da cui dipende la stessa stabilità del sistema istituzionale
locale e nazionale.
Da qui la nozione di
analisi costi-benefici trascende necessariamente quella corrente di valori
meramente economici per inglobare la sfera sociale, ambientale,
politico-istituzionale ed etica in generale, specie di fronte a progetti che
coinvolgano il sistema energetico di un Paese e le comunità che in esso
prendono vita.
INDICE
1. Premessa intorno a “valore e valori”
2. La centralità del
problema energetico
3. Pubblico/Privato:
Legame logico tra business planning e analisi costi benefici
4. Brevi cenni di approccio nella pratica corrente su costi e
benefici sociali nella ricaduta locale di un grande progetto
5. Utilizzo del legno (o cippato) a fini energetici
6. Esempio di un piccolo progetto di cogenerazione alimentato
a biomasse (Prima Fase: fine 2011-fine 2012)
7. Simulazioni di business plan
(Seconda Fase: fine 2012- metà 2013)
8. Confronti e costi e benefici per
la mancata realizzazione del progetto
9. Lessons learned (lezioni apprese)
10. Conclusioni
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Esempio di Inserimento Paesaggistico
di un analogo impianto a biomasse da 1MWe
1. Premessa intorno a "valore e valori"
In questa Giornata
AICE 2019 il tema apparentemente solo tecnico dell’analisi costi-benefici viene
traguardato alla luce dei concetti di “valore e valori”. Il celebre aforisma
attribuito ad Eraclito, Pánta Rheî
(in greco antico: πάντα ῥεῖ), anche qui ci rammenta che "tutto
scorre", tutto cambia e nulla è stabile. Perciò è naturale chiedersi se “valore
e valori” presi qui a riferimento siano quelli attinenti alla sfera della
contingenza o a quella dell’immanenza, senza voler calare così un’ombra sulle modalità
interpretative di questi termini, che oscillano tra l’antico e il moderno, tra
il relativo e l’assoluto, tra il fisico e il metafisico. Un certo pragmatismo sociale
costringe a osservare che il tempo che viviamo nella civiltà occidentale è un
tempo di transizione; in particolare di transizione energetica, alimentata dal
percepito pericolo di cambiamento climatico. Attraverso una indiscussa enfasi sulla
necessità di decrescita sembra si tenti il recupero di una maggiore sobrietà
nei consumi[2],
un aumento della sensibilità e accortezza verso l’ambiente, inteso come
giardino da custodire e non depredare; come dono del Creatore da passare alle
future generazioni, possibilmente senza guasti, affinché anch’esse possano fare
esperienza di una vita piena, tesa verso lo sviluppo integrale dell’uomo[3] cui è proiettata tutta la
società umana di oggi, sebbene essa stessa questo sviluppo non lo abbia ancora
raggiunto. Il nostro è un tempo di grandi encicliche sociali [4] del magistero pontificio,
diffuse urbi et orbi, che mettono il dito su guasti mostrati dalla società umana attuale affinché
vi si ponga rimedio, si recuperi e sperimenti – aldilà del proprio credo, la
cui scelta è frutto dell’umana dignità[5] - una dimensione del
vivere conforme ad una società cristianamente ispirata e ciascun uomo possa essere
consapevole di una sua propria fraternità nei confronti di ogni altro uomo. È lo
stesso magistero che ai nostri giorni rammenta al mondo – non solo cristiano -
che “I soldi non possono servire a fare altri soldi”, sottintendendo che non è
la finanza che può creare ricchezza collettiva, ma l’intrapresa, il lavoro.
Niente di diverso, in fondo, da ciò che l’etica calvinista andava ripetendo dai
suoi primi albori e che Max Weber aveva magistralmente analizzato nel suo
saggio su “L’Etica Protestante e Lo Spirito del Capitalismo”. Ma, lo storico
spirito calvinista degli albori (quasi monacale) – che ha fatto grande
l’America e con essa la civiltà occidentale - è ancora vivo, attivo e presente
nel mondo di oggi? Oppure vi è stata una lenta e progressiva deriva da quei
valori primordiali, che non sono mai stati assenti dall'insegnamento cristiano
in generale?
In definitiva, ci si chiede se in questo
tempo, contestualizzare un’analisi costi-benefici sullo sfondo di valore e
valori non debba in qualche modo e in qualche misura tenere conto non solo di
parametri tecnico-economici che le sono caratteristici, ma anche dei rilievi
etici e sociali cui siamo richiamati da un insegnamento che non possiamo
ignorare: per esempio assumendo l’intrapresa come prevalente rispetto alla
finanza, che le è ancella e non dominatrice; oppure assumendo l’ambiente e la
sua preservazione, la sicurezza e il bene comune come prevalenti rispetto ai
costi del progetto e alla necessità di contribuire a generare valore
economico a tutti i costi per i
proponenti il progetto (in definitiva per il bene individuale); oppure ancora,
assumere come prevalente la parsimonia nella spesa di pubblico denaro per un
progetto anziché mirare – con intenti redistributivi - alla sua nota “efficienza”
negli effetti moltiplicativi che essa genera nella ricaduta locale di ogni
investimento. In definitiva, nell’intrapresa conta solo il breve periodo e
unicamente la creazione di valore per l’azionista oppure c’è dell’altro[6]? E anche se con la pretesa
di conservare scientificità e neutralità alle discipline cui ci dedichiamo,
fossimo spinti ad una analisi storica della teoria economica del valore,
troveremmo risposte univoche su che cos’è il valore economico oggi?
In merito a questo tema i vecchi libri
di economia riportavano la teoria dell'Abate Galiani che attribuiva il valore
economico di un bene o alla rarità (metalli preziosi, gioielli, etc.) oppure
all'utilità. Proprio per la sua utilità e centralità nella vita umana - e non
solo per aspetti riguardanti potere e territorialità - i fisiocratici francesi,
invece, attribuivano grande valore alla terra, che presentava doti di
"(ri-)producibilità" e quindi di apertura alla strada del concetto di
rendita (funzionale all'aristocrazia terriera di quel tempo). Sebbene i
classici (ed in primis A. Smith) avessero ben riconosciuto il lavoro, i commerci e
l'impresa (funzione organizzatrice dei fattori produttivi) come generatori di
valore, occorre giungere alle teorie socialiste e soprattutto marxiste per
assistere ad un tentativo di ricondurre in modo preponderante al solo lavoro la
capacità di generare valore economico. La rivoluzione industriale e il
conseguente taylorismo, sostenuti - secondo una visione weberiana da un' etica “protestante"
(seppur preesistente in molti scritti cattolici ante Riforma) hanno fatto
nascere il capitalismo occidentale che ha poi compiuto, pur con i limiti che
solo oggi si vanno (ri-)scoprendo, il miracolo di liberare una buona parte
dell'umanità dalla fame e dalla scarsità (naturalmente a spese delle risorse
della Terra), ma lasciando sostanzialmente inalterate e talvolta peggiorando le
condizioni di quella parte più povera di "umanità quasi dimenticata".
Ma in tutto l'arco temporale della storia umana, la prerogativa di coniare
moneta, “valore che procura valori”, è stata prerogativa nobiliare riservata a
re e reggenti di popoli e nazioni, che (man mano che il processo di
democratizzazione della società proseguiva) la adottavano per le comunità che erano a loro sottoposte:
in virtù della forza disponibile; oppure del potere loro conferito per
"volontà di dio" o per "volontà di dio e grazia della
nazione"; o infine per disposizione costituzionale come avviene nelle
moderne repubbliche che per governare adottano un sistema democratico e di
rappresentanza basato sul consenso dei governati. Con il sistema Gold Standard,
sviluppatosi per far fronte ai commerci internazionali, le diverse autorità con
potere di conio (emissione di moneta metallica inizialmente e poi di carta
moneta) dovevano dotarsi di opportune riserve auree in proporzione alla carta
moneta che mettevano in circolazione. Con l'abbandono del sistema Gold Standard
(che poneva l'oro come corrispettivo ultimo a garanzia di un qualunque
ammontare di carta moneta) l'avvento della visione keynesiana dell'economia -
che pur riconosceva gran valore al lavoro e al pieno impiego dei fattori
produttivi e delle forze del lavoro in particolare - il sistema aureo di
garanzia ha sostanzialmente finito per essere abbandonato. Quasi dimenticando
l'effettiva interconnessione dei sistemi economici prodotta dai commerci
internazionali, si è sviluppata nel tempo, tra le autorità monetarie (solitamente
coincidenti con le autorità di governo territoriali) una sorta di guerra basata
su due elementi fondamentali (pur non nuovi, ma sempre presenti nella storia
economica fin dagli albori delle civiltà): da un lato il debito e dall'altra
l'inflazione (inizialmente intesa come adulterazione, ossia aumento della diluizione
del metallo prezioso nella moneta metallica). Questi due elementi, peraltro,
come ci spiega la Teoria Monetaria Moderna sono interconnessi[7], poiché il deficit di
bilancio alla base del debito è ricchezza che le autorità monetarie mettono a
disposizione delle comunità che ad esse sono sottoposte; mentre invece il
surplus di bilancio (contrario del deficit) è ricchezza che dalle comunità
viene ritirata attraverso la tassazione o l'inflazione che incide sul potere
reale e non nominale di un determinato ammontare di carta moneta. Soltanto ai
nostri giorni, attraverso la globalizzazione, il potere di conio (ossia quello
di stampare carta moneta), o meglio il suo equivalente moderno “moneta fiat”[8], è passato "di
fatto" - attraverso le cartolarizzazioni, la creazione dei cosiddetti
"derivati", il gioco borsistico, i commerci internazionali, etc. -
dalle mani dei governanti nelle mani delle banche e "dei mercati".
Questi fenomeni e "strumenti innovativi" per la creazione di valore
(dal nulla) in un sistema privo di garanzie (che in passato erano offerte dal
Gold Standard) hanno mostrato la loro capacità di innescare crisi generalizzate
e si accompagnano ad una evidente perdita di capacità di governo e credibilità
di quelle istituzioni ed autorità nazionali. Oggi c'è chi parla di un ritorno
al Gold Standard seppur modificato rispetto al passato[9]. Sembra ragionevole
affermare che nella società moderna il valore e la ricchezza economica abbiano
perso il loro significato originario ed abbiano assunto forme più
"cartacee" e addirittura "evanescenti" (vedasi futures, titoli assicurativi, bond ventennali, etc.) esponendosi così
a repentine variazioni determinate in particolare da crisi cicliche/strutturali
che mettono a repentaglio non solo la produttività del capitale detenuto, ma
addirittura la sua stessa esistenza. Tutto questo, associato alla
globalizzazione, ha avuto ed ha tuttora l'effetto di far variare e spostare il
baricentro del potere economico divenuto più esposto e mutevole rispetto al
passato, associandolo ad una impredicibilità strutturale ed intrinseca che non
favorisce condizioni di stabilità necessarie allo sviluppo. In tali mutevoli e
impredicibili condizioni è ragionevole attendersi una ripresa della prevalenza
di una potestà associata alla Forza (Militare) rispetto a quella del Potere
Economico? Sarà la Forza a sostenere i progetti
necessari all’umanità o il potere economico dei Mercati? Si tratta di valori
conflittuali, che oggi sembrano porre in maniera antagonista Stati e Mercati,
ossia il capitalismo autocratico a quello democratico, senza lasciar
prefigurare quale di questi “valori” potrà essere prevalente. Emerge intanto in
sede morale la convinzione che il bene individuale è subordinato al bene
comune, condiviso, pubblico e il tempo è superiore allo spazio.[10]
Dovendo parlare di progetti che
riguardano l’energia un memento è apparso d’obbligo, specialmente per confronti
“pro e contro” (ossia analisi costi-benefici in termini qualitativi) tra
diverse tecnologie[11] che emergeranno qui di
seguito.
Il cambiamento climatico,
l’improrogabilità della sostenibilità e del mutamento degli stili di vita,
portata dall'eccessivo sfruttamento delle risorse planetarie e dell’ecosistema,
obbligano a pensare che i presupposti taciti o palesi, evidenti o inespressi,
credibili o non credibili, della decarbonizzazione e del Piano Nazionale
Integrato per L’energia e il Clima (documento PNIEC) che ad essa si ispira,
siano la necessità della CONVERSIONE ECOLOGICA e della CONVIVENZA dei Popoli.
Questi appaiono oggi due percorsi problematici da intraprendere e da attuare in
concreto, ma obbligati, sebbene socialmente "dolorosi", aldilà delle
edulcorazioni giornalistiche quali ad esempio “la decrescita felice”.
L’approccio europeo Energy Road Map 2030-2050, limitando l’uso dei combustibili fossili
e rifiutando il nostro Paese il ricorso al nucleare, ha stigmatizzato una
situazione che vede il mondo europeo ridotto “alla canna del gas”, con un
vecchio nucleare in via di obsolescenza senza che possa nascerne uno nuovo
(basta ricordare il flop del progetto EPR – European
Pressurised Reactor - per es.ad Olkiluoto
e Flamanville causa cost & schedule
overrun; vedasi Fig.1 disponibile sul web[12]), rendendo perciò
indispensabile per il nostro Paese puntare al risparmio e all'efficienza
energetica, nonché a quel poco di rinnovabili (cui appartengono le biomasse)
che in un ventennio si è riusciti a realizzare attraverso incentivi pubblici.
Traguardando gli elementi concreti che
determinano la producibilità annua di ciascuna tecnologia energetica, tra tutto
il plauso possibile per le rinnovabili, occorre ricordare, però, la realtà: da
un lato diecimila megawatt di eolico installato - se va bene in termini di
ventosità media annua e di velocità di spunto e “cut-off” - sono equivalenti in
termini di producibilità a circa 1800 megawatt di carico di base continuativo e
l’energia eolica prodotta necessita di una fine regolazione primaria e di
robuste reti “smart”[13] rispetto alle variazioni
di carico in assenza delle quali reti quell'energia prodotta è inservibile.
Dall'altro lato, la tecnologia fotovoltaica basata sul silicio è essa stessa
tecnologia energivora che pone limiti e vincoli alla sostenibilità. Lo sviluppo
di tecnologie fotovoltaiche alternative – per es. film organici e concentratori
- sebbene presentato sempre come promettente, tarda a concretizzarsi perché la
ricerca langue. In ogni caso diecimila megawatt di punta di fotovoltaico
equivalgono, alle nostre latitudini, in termini di producibilità, a circa 3000
megawatt di carico di base continuativo e lo stesso fotovoltaico pone problemi
ambientali sia per lo smaltimento dei pannelli a fine vita d’impianto, sia per
gli eventuali sistemi di accumulo (specie batterie). Infine, fotovoltaico ed
eolico consumano territorio e pongono problemi di paesaggio e non solo; particolarmente
se orientati all'autoconsumo e al tempo stesso all'immissione in rete.
La crisi che viviamo è innanzitutto
CRISI ENERGETICA. Ed è proprio questo il punto su cui riflettere, perché prima
di imporre all'intera famiglia umana un cammino di decrescita di gravoso genere
– pur se moralmente obbligato - occorrerebbe essere certi che non vi siano
strade alternative.
Senza alcuna acredine, come il PNIEC
possa essersi fatto garante di questo non è per nulla chiaro.
Investigare strade alternative alla
decrescita - magari lungo il cammino già intrapreso - è anch'esso obbligo
morale per tutti. Una tale
investigazione, nel momento grave che l’umanità vive, presupporrebbe profusione
di risorse per la ricerca energetica in modo del tutto straordinario, specie in
considerazione delle crisi strutturali ricorrenti che producono disoccupazione
intellettuale e giovanile; da cui è facile dedurre che i nostri potenziali
ricercatori, laureati e disoccupati, oggi sono “a spasso”. Il PNIEC dovrebbe
tener conto anche di questo. Invece, crescono sostanzialmente solare e
fotovoltaico, mentre tutto il resto permane quasi stagnante, se non arretra
come nel caso delle biomasse.
Il MIT ha ripetutamente sottolineato che
una transizione energetica senza il nucleare è impensabile e non sostenibile[14]. Ma, questa tecnologia è
stata ritenuta dal Popolo Italiano improponibile ed impossibile in Italia,
salvo importarla quando poi è necessaria (stesso dicasi per l'energia che con
questa tecnologia si produce) a prezzi oligopolistici. L’UE, invece, nella sua Energy Road Map 2030-2050 auspica per
tutti i paesi membri un discreto mix includente
il nucleare (per una quota di 20-30%). Così, non disponendo del nostro, noi il
nucleare lo importiamo!
Si afferma nelle discussioni pubbliche
che il PNIEC sia fondato sulla concretezza e nessuno vuole smentirlo, ma in
nome di essa pare opportuno allargare lo sguardo su fatti che appaiono
trascurati, primo tra tutti le opportunità che solo la ricerca scientifica e
industriale può fornire all’Europa per superare le gravi crisi che si
frappongono sul suo cammino, insieme ad una efficiente e oculata allocazione
delle risorse limitate disponibili.
Le recenti previsioni di decrescita
delle Biomasse (e non solo queste! Vedasi Estratto N°1 sopra) riportate nel
PNIEC ai fini della produzione di energia elettrica, hanno fatto sorgere
interrogativi e richiamato alla mente un piccolo vecchio progetto “sfortunato”,
mai andato in porto, che essendo concepito su base “modulare” poteva costituire
un avvio per l’utilizzo, la sperimentazione e lo sviluppo migliorativo delle tecnologie
esistenti nel settore delle biomasse. Allo stesso tempo, se opportunamente
incoraggiati nella loro diffusione, specie presso comunità montane, questi
progetti modulari avrebbero potuto costituire un elemento discreto per
contribuire a risolvere i problemi della transizione energetica in atto che
pervade l’Europa e soprattutto il nostro Paese, favorendo anche il riciclaggio
e recupero differenziato di scarti energetici (waste to energy) provenienti da interventi manutentivi boschivi di
vasti territori appartenenti a comunità montane. Ma per il progetto assunto qui
come esempio e caso di studio, ciò non è avvenuto, come vedremo qui appresso.
Sorge quindi anche l’interrogativo, aldilà dei disposti di legge, se si crede
ancora nel contributo che possono dare le biomasse in campo energetico, oppure
se le problematiche che suscita la combustione del legno (o cippato, come si
vedrà tra breve) nei sistemi energetici diffusi a tali fini sta facendo
abbandonare questa opportunità nonostante si tratti di una opzione talvolta più
conveniente dell’eolico e del fotovoltaico se utilizzata in sistemi concentrati
dotati di capacità di abbattimento di polveri e ceneri.
3.
Pubblico/Privato: Legame
logico tra business planning e analisi costi benefici
Ogni progetto, con i suoi obiettivi, le
sue finalità, i suoi scopi, è un valore in sé ed esprime, talvolta non
visibilmente, i valori che lo hanno fatto nascere, anche quando questi valori
si riducono a esigenze ed obiettivi individuali (privati) o sociali (pubblici).
Questo fa nascere l’ipotesi, meritevole di indagine ulteriore, che forse dalla
coincidenza dell’homo faber (votato
al fare) e dell’homo oeconomicus (votato
all’efficienza del capitale) può nascere nel settore privato un
nuovo vero imprenditore e nel settore pubblico un nuovo vero amministratore,
se entrambi sostenuti da un’etica economicamente e socialmente riconosciuta
come accettabile.
Ma, ogni attività imprenditoriale (o
amministrativa pubblica) implica il rischio di affrontare un costo nell’aspettativa
di un beneficio economico (o sociale), in guisa che si potrebbe affermare dal
punto di vista logico, che in tutti i casi non vi può essere costo senza
beneficio, né beneficio senza costo. Ciò è vero – come si vedrà - non soltanto
se ci si ferma all’accezione economica del termine “valore”, ma anche se si
assumono altre dimensioni semantiche che la trascendono.
Il mezzo, talvolta anche euristico e
comunicazionale, per definire, mettere a punto e valutare un progetto
imprenditoriale è il "business plan".
Esso illustra e sintetizza i contenuti, le caratteristiche, le finalità, le
analisi tecniche e di mercato e le ipotesi
sottese dal progetto, nonchè le attese, sia in termini economici che per
esempio di ricaduta industriale, sociale, economica e occupazionale, ossia di impatto (locale,
nazionale, internazionale, a seconda dei casi) dell’investimento che il
progetto implica, senza limitarsi,
spesso, agli aspetti puramente economici o di mercato, ma prendendo in
considerazione gli aspetti ambientali in generale e sociali che la
localizzazione del progetto, con i suoi insediamenti ed opere, va a toccare
inevitabilmente.
I principi. le modalità e le tecniche di
business planning sono ben
strutturate e conosciute nell’ingegneria economica, in letteratura, e nella
normativa; per cui non si vuole qui entrare nei dettagli redazionali od
analitici se non per quella parte che rileva ai fini dei temi posti alla base
di questo incontro.
Vale la pena però ricordare che gli
strumenti e tecniche di business planning
rivestono posizione centrale nelle fasi di sviluppo e gestione di un progetto,
sebbene possano essere viste anche come strumenti di ottimizzazione per
analizzare e valutare diverse alternative disponibili, al fine di un possibile ranking su cui basare la selezione delle
più convenienti iniziative industriali, infrastrutturali, organizzative e di
sviluppo di un sistema produttivo pubblico o privato che sia. Spesso il business plan assume anche le funzioni di mezzo di comunicazione verso, sponsor, promotori, finanziatori o stakeholder in generale. Innumerevoli
sono le variabili che caratterizzano ed incidono sul business planning di un progetto. Tra queste si possono citare ad
esempio: il ciclo di vita intero implicante la vita produttiva del progetto; il
costo totale di realizzazione e le sue varie componenti; il programma
temporale di realizzazione, di messa in
esercizio commerciale e decommissioning
a fine vita e le sue varie componenti; le quantità prodotte, i costi di
produzione, i prezzi di vendita del prodotto e i ricavi; il costo opportunità
del capitale, una prefissata proporzione tra capitale di rischio e capitale
finanziato; il tempo di ritorno o di ripagamento dell’investimento; il valore
attuale netto del progetto (VAN); il suo tasso interno di rendimento (TIR),
oltre vari indici valutativi, tra cui quelli rivolti – specie in caso di
project financing - a stabilire la capacità del progetto di ripagare il debito
contratto per il suo finanziamento (debt
service coverage ratio, DSCR). Trattandosi solitamente di scenari pluriennali
i valori economici da indicare in una pianificazione di un progetto possono
essere a moneta costante (secondo una prefissata data di riferimento ed un
sistema di attualizzazione a quella data), oppure in moneta corrente
(utilizzando i valori così come sono nell’anno cui essi si riferiscono). Integrando
la dimensione economica con quella temporale, il business planning si sintetizza in una molteplicità di stringhe di
valori (in genere riducibili a flussi di cassa) lungo il tempo.
Una curva tipica del business planning utile ai fini dell’individuazione del punto di pareggio[15] (impropriamente breakeven point per il ripagamento del
finanziamento) e ad avere sottocchio la vita di progetto è quella seguente, caratterizzata
sostanzialmente da sole uscite (cumulata del
cash flow in zona negativa) nella fase di sviluppo e investimento, da
uscite e entrate dopo l’avvio dell’esercizio commerciale (cumulata del cash flow ancora in zona negativa) e da
una fase di entrate dopo il raggiungimento del punto di pareggio (cumulata del cash flow in zona positiva).
In definitiva, è come se per
l’intrapresa del progetto si tendesse a scrutare le future attese attraverso
proiezioni nel tempo del conto economico e patrimoniale di una possibile
società di scopo (vera o virtuale) incaricata della gestione del progetto lungo
tutto il suo ciclo di vita.
 |
| Fig. N°2 - Punto di PareggioAggiungi didascalia |
È evidente, in questa ottica, che dopo
l’avviamento commerciale del progetto eventuali periodi con flussi di cassa
negativi divengono punti singolari e focali di attenzione al fine di evitare o
controllare, per quanto possibile, queste pericolose singolarità per garantire all’intrapresa
del progetto la stabilità economico finanziaria; principio cui il business planning è sostanzialmente
ispirato. In sostanza tutti i fattori produttivi devono essere remunerati e
tutti i costi compensati (anche quelli esterni eventuali) attraverso i valori
economici che lo stesso progetto genera nel corso della sua vita produttiva,
compensando anche i costi generati dalla dismissione (decommissioning) del progetto a fine vita. Per questi ultimi si
ricorre in genere alla costituzione di fondi immobilizzati, alimentati da una
quota dei ricavi che il progetto genera man mano. Esistono in commercio sistemi
esperti già predisposti per il business
planning, dai più complessi (per es. il vecchio e un po’ datato COMFAR III
dell’UNIDO[16],
che ha fatto storia in progetti internazionali di sviluppo) ai più semplici, il
cui vantaggio è quello di offrire sistemi collaudati e affidabili nei
risultati. Ma a causa della rigidità delle maschere di input e prodotti di output
di questi sistemi spesso si sceglie di predisporre un proprio modello,
calibrato sul caso specifico, ricorrendo a fogli elettronici quali EXCEL o
WORKS che hanno però lo svantaggio di richiedere “mestiere”, profonda
esperienza e comunque un “collaudo” – possibilmente terzo – per una messa a
punto finale, per una analisi dei risultati e della sensitività alle diverse
variabili sotto ipotesi formulate per una valutazione complessiva, rischi
inclusi.
Il
legame logico esistente tra business planning e analisi costi benefici, sebbene auto-evidente
(per es. un costo evitato può essere un beneficio), non sempre è elemento
cogente. Quando si opera ad esempio per una istituzione o ente locale,
ospitante potenziale di un progetto e coinvolto nel processo autorizzativo che
impatta sul proprio territorio, gli elementi analitici del progetto che
assumono rilievo possono essere di natura meta-economica, trascendendo il mero
valore pecuniario. Aldilà del fatto che tali istituzioni o enti locali possano
aver responsabilmente richiesto anche una succinta e necessariamente approssimata
verifica di fattibilità economico-industriale del progetto stesso (come nella
fattispecie in esame), che passa però in subordine rispetto ad altro, perché
l’efficienza del capitale è interesse precipuo del proponente. È così che, in taluni
casi – come quello che è riportato di seguito nel presente documento - le
analisi costi benefici possono prendere vie non strutturate e apparentemente poco
sistematiche e venir trattate in confronti tra tecnologie o aspetti di tipo
tecnico di altra natura (per es. ambientali, impiantistici, strutturali, etc.);
ma non per questo tali analisi divengono meno efficaci per i fini cui sono
destinate, assumendo in tal modo configurazione di due diligence ossia di perizia più in generale. Anche in questi
casi la contestualizzazione con il valore e i valori (tema oggetto
dell’incontro odierno) è requisito importante, specie allorquando sono
coinvolti il valore della competenza, il valore della professionalità, quello
della trasparenza, della veridicità e fedeltà verso il committente pubblico, che si
distingue da quello privato perché mentre quest’ultimo ha come obiettivo
obbligato l’intrapresa privata e il conseguente profitto, il primo ha il dovere
di onorare la propria posizione, che implica servizio e bene pubblico ispirato
all’equità, alla comunità che lo esprime e in definitiva alla giustizia. Tutto
ciò senza dimenticare i valori sociali dell’intrapresa privata e della
generazione del valore economico attraverso di essa, che induce nuovo lavoro e
salari, risparmio e, attraverso il processo di accumulazione, nuovi investimenti
e quindi crescita. Tutti elementi che in una analisi costi benefici vengono di
solito trattati nella cosiddetta “ricaduta (locale) del progetto; giungendo per
i grandi progetti di interesse nazionale ed internazionale all’analisi
dell’investimento attraverso il moltiplicatore della teoria keynesiana basato
sulla propensione al risparmio/consumo delle diverse regioni coinvolte.
In definitiva sebbene in tutti i casi di
business planning e analisi
costi-benefici connessi è fondamentale avere negli aspetti economici accuratezza,
assenza di sprechi, trasparenza, veridicità, attenzione, correttezza, efficienza
ed efficacia, si vuole qui sottolineare che esiste una sostanziale differenza
tra business planning e relativa
analisi costi-benefici nel settore privato e nel settore pubblico, poiché nel
primo caso i costi e benefici economici sono prevalenti rispetto a quelli
sociali, mentre invece sono proprio gli aspetti sociali ad essere prevalenti
rispetto a quelli economici nel secondo caso. Sebbene in entrambi i casi gli
uni e gli altri aspetti siano presenti in diversa misura e con diverso valore
prevalente. Questa differenza tra pubblico e privato è vera a tal punto che
l’UNIDO (Organizzazione delle Nazioni Unite per lo Sviluppo Industriale) che ha
predisposto – per i pianificatori nazionali, ma non in modo esclusivo - proprie
Guidelines for
Project Evaluation[17],
dopo aver illustrato le limitazioni cui è soggetta una valutazione con finalità
commerciali, afferma testualmente:
“By the very nature of his work a commercial entrepreneur can confine his thoughts
to a rather limited range of effects, but a planner on behalf of the country
must, of necessity, take a wider view. This point is simple enough but it is
often overlooked when one contrasts the clear and quick and clear-cut decisions
of entrepreneurs with the rather slow and cumbersome exercises of
public-project evaluations”[18]
La valutazione dei progetti, aldilà
dell’impostazione “commerciale” del business
plan, dispone di metodi strutturati e
di scuola per l’analisi dei costi e benefici economici e sociali dal punto di
vista di un pianificatore nazionale, sino a coinvolgere - per la grande scala -
aspetti macroeconomici, occupazionali e redistributivi per l’analisi
dell’investimento. Ovviamente, per la scala dell’esempio che seguirà, si fa
riferimento a metodologie più modeste, destrutturate e consuetudinarie, anche
per mettere in luce metodi di analisi più adatti alla piccola dimensione.
Gli effetti evidenti – annoverabili in
termini di costi sociali - di un nuovo progetto da realizzare nel settore
energetico, quali ad esempio:
- il consumo di territorio (nelle sue
diverse tipologie: agricolo, boschivo, industriale, etc.);
- la sicurezza (nei suoi diversi
risvolti di safety & security);
- l’impatto ambientale e l’aumento di
carico inquinante (per le matrici acqua, aria, suolo);
- gli effetti di campi elettromagnetici
(specie per linee ad alta tensione) e radianti (specie nel caso di centrali
nucleari);
- l’impatto sulla viabilità e
paesaggistico (sky-line, etc.);
- gli eventuali aspetti demaniali, etc.;
sono normati e obbligatoriamente
analizzati sia in sede di progetto propriamente detto (design & engineering), sia in sede di procedura autorizzativa (license & permits) e di Valutazione
Impatto Ambientale (VIA) necessari per l’insediamento di un nuovo impianto su
un determinato territorio. In sede di normativa europea ci è spinti oltre, sino
a valutare gli effetti inquinanti incrociati e a imporre in maniera cogente, da
parte delle istituzioni che rilasciano permessi per l’esercizio di un nuovo
impianto, una prevenzione e controllo integrati dell’inquinamento (IPPC – Integrated Pollution Prevention and Control) attraverso l’uso
obbligatorio delle migliori tecnologie disponibili (BAT – Best Available Technology).
Una determinata scuola di pensiero è
comunque orientata a valutare in termini puramente economici anche gli effetti
dei costi e benefici sociali – cosa che si rivela non sempre possibile -
attraverso il concetto delle “esternalità”[19]. Ciononostante, tali
procedure possono rivelarsi utili nell’individuazione di fattori-chiave di un
progetto o di un suo procedimento valutativo, progettuale, autorizzativo, etc.
Sono qui riportate a titolo
esemplificativo due tabelle (Tabella N°1 e N° 2) estratte da un vecchio lavoro [20], ma che nonostante gli
affinamenti intervenuti nel tempo convogliano ancora bene la funzione a fini
pratici del concetto generale di “esternalità”, che necessariamente diviene
elemento additivo rispetto ai costi effettivi di progetto per una valutazione complessiva
comparata.
Non può essere trascurato di menzionare
in questa sede, la metodologia istituzionale messa a punto dall’UNIDO
attraverso le Guidelines for Project
Evaluation[21] che più che sostituire alla consueta Commercial Profitability (riconosciuta
come recante limiti per un pianificatore nazionale), affianca The Introduction to the Methodology of
National Benefit-Cost Analysis stressando il concetto di National Economic Profitability e
mettendo a punto una metodologia orientata ad esempio ai seguenti obiettivi:
- Aggregate
Consumption Objective;
- Employment
Objective;
- Redistribution Objective;
che mirano ad una analisi costi-benefici
essenzialmente in termini sociali. Meglio di qualunque altra spiegazione le
seguenti parole all’inizio del II° Capitolo delle citate linee guida possono
convogliare il senso di questa impostazione:
“Formally, calculation of national economic
profitability simply replace monetary revenues and monetary costs with social
benefits and social costs, and the rate of discount used to aggregate returns
and outlays at different times becomes a social rate of discount rather than a
private rate of discount. But social benefits and costs differ substantively
from monetary revenues and costs. And the social rate of discount appropriate
to calculation of national economic profitability will equal the private rate
of discount appropriate to calculations of commercial profitability only by
accident once we abandon the assumptions of perfect competition that
characterise virtually all of welfare
economics.”[22]
Aldilà delle impostazioni teoriche e
concettuali, in pratica, nei grandissimi progetti energetici (per esempio
centrali termoelettriche o nucleari) oppure grandi opere pubbliche affidate a
consorzi di grandi imprese o a strutture centralizzate di engineering e
management (Architetto Ingegnere del Progetto, Project Manager, Owner
Engineer, Engineering Procurement
& Construction Contractor) è consuetudine analizzare per conto del
committente (specie se pubblico) la ricaduta locale del progetto (sull’intera
area interessata, che accoglie l’impianto) anche per illustrare alle
popolazioni del territorio di insediamento la minimizzazione dei costi sociali
individuati e la massimizzazione dei benefici diretti, indiretti e indotti per
effetto del nuovo impianto che viene proposto, configurando così un sistema
trasparente e pubblico di controllo periodico lungo la vita di progetto.
Nelle fasi iniziali, però, per poter
stimare la ricaduta diretta in sede locale, in assenza di un vero e proprio
piano di committenza, che è individuabile solo attraverso un progetto esecutivo
avanzato, che solitamente diviene disponibile con il procedere delle attività
realizzative, non si può che muoversi dapprima in via del tutto approssimativa
ed estimativa. Successivamente, con il procedere del progetto i piani di
committenza (ordini, appalti, forniture, servizi e acquisti in genere necessari
alle attività realizzative) vengono man mano definiti e la ricaduta in sede
locale, all’interno di un vero e proprio report di avanzamento, diviene in
trasparenza un documento di pianificazione, gestione, colloquio e informazione
per le comunità e le istituzioni centrali e locali, le organizzazioni
sindacali, le associazioni confindustriali, etc. In esso si dà notizia, per
esempio, dello stato di gare internazionali, nazionali o locali, dei contratti
affidati all’imprenditoria nazionale o locale, degli aspetti occupazionali
(numero e specializzazioni delle assunzioni necessarie), dello stato dei vari
permessi e autorizzazioni ivi incluse le cause ostative eventuali, gli
eventuali scostamenti dalla pianificazione iniziale di tempi, costi e altri
parametri; come pure gli eventuali scostamenti da un base-line iniziale nelle diverse matrici (aria, acqua, suolo) di
parametri ambientali chiave (emissioni di inquinanti e polveri, rumore)
rilevati da una rete di monitoraggio ambientale posizionata in punti
prestabiliti. Si vanno così a rapportare e controllare, effettivamente e
pubblicamente, le alterazioni al fondo ambientale locale per effetto del
progetto nelle sue diverse fasi: progettazione, realizzazione, avviamento ed
esercizio commerciale, come pure le eventuali misure intraprese per
fronteggiare eventuali situazioni avverse. Ma anche tutto ciò ha un costo
(spesso affrontato in sede di pubblica committenza come “misure compensative”
verso i territori coinvolti in apposite formali convenzioni o leggi), che però
bisogna necessariamente erogare per il beneficio di un consenso delle comunità
locali ad accogliere sul proprio territorio un nuovo impianto o opera
infrastrutturale.
Per stimare complessivamente la ricaduta
industriale in sede locale per effetto degli investimenti previsti si usa
seguire una certa impostazione, innanzitutto stimando ragionevolmente la minima
percentuale del valore del piano composta da tecnologia e servizi disponibili
in loco (per es. opere civili minori, servizi di guardiania e di ristorazione e
pulizia, servizi di trasporto da e per il cantiere di costruzione, etc.)
incluso una parte massima di subappalti stabilita per legge o per contratto che
si rivelano sempre necessari, salvo le parti più tecnologicamente avanzate. Ove
si tratti di un’area di ricaduta locale fortemente industrializzata, avvezza ad
accordi di cessione licenze e “know-how
transfer”, c’è da attendersi che questa quota d’impatto possa facilmente
crescere. Si usa talvolta prevedere già nei piani di committenza tipologie di
gare riservate all’imprenditoria locale, comunque in regime concorsuale per
fare salvi gli aspetti di competitività ed efficienza.
Sulla falsariga di quanto si fa nelle
metodologie per la revisione dei prezzi nei grandi contratti, in prima battuta si
può pensare il valore complessivo della ricaduta locale degli investimenti del
piano ridotto a tre componenti ultime ed essenziali:
- una componente ENERGIA pari al 10÷20%
del valore di progetto;
- una componente MATERIALI (materie
prime, semilavorati, componenti, etc.) pari al 45÷40% del valore di progetto;
- una componente MANODOPERA (di diversi
livelli, specializzazioni e qualifiche) pari al 45÷40% del valore di progetto.
Per la componente ENERGIA, attraverso il
costo medio in Euro/kWh assunto per il progetto si calcola la necessità di una
quantità di energia in kWh.
Per la componente MANODOPERA, assumendo
un costo medio locale per la manodopera in Euro/h si calcola la necessità di
ore di lavoro necessarie.
La ricaduta complessiva (diretta,
indiretta e indotta) in termini occupazionali può essere, invece, anche 10
volte più ampia (come sembrano confermare alcuni dati ANCE e studi nel settore
edile italiano).
Prima di procedere nel riferire in
questa sede l’esempio di un piccolo progetto di cogenerazione (periodo
2012-2013) alimentato con biomassa legnosa (cippato) si ritiene opportuno
fornire un quadro organico in merito all’utilizzo del legno a fini energetici;
quadro che è sembrato opportuno ricostruire da diversi pezzi estratti da
un’opera autorevole richiamata in nota. Si tratta di pezzi letteralmente
riportati e ricomposti - in via del tutto soggettiva - come segue (in corsivo),
sottolineando passaggi chiave:
“Oltre tre miliardi di persone, essenzialmente in paesi in via di sviluppo,
si affidano alle biomasse tradizionali – soprattutto la legna – per la
preparazione del cibo e il riscaldamento.
Si calcola che circa 1,2 miliardi di persone siano sprovviste di elettricità
e, anche laddove essa è disponibile, milioni di esse non sono in grado di
acquistarla.
Denominatore comune è il fatto che la mancanza di energia contribuisce a
causare e a propagare la povertà e a mettere in pericolo la salute, specie là dove
si dipende dalla sola energia umana e dall’inefficiente combustione di biomasse
per lo svolgimento delle attività quotidiane. Orbene, molte delle attività
quotidiane che richiedono energia sono fondamentali:
- La potabilizzazione dell’acqua per bere;
- L’illuminazione, per leggere e studiare;
- Il calore, per cucinare o il riscaldamento;
- Il trasporto;
- Il soddisfacimento di determinate “necessità di base”
(elettrodomestici, pompe per l’irrigazione, dispositivi per servizi igienici,
etc.).
Laddove queste attività quotidiane non sono rese possibili dalla mancanza
di energia, non si può parlare di livelli accettabili di vita.
5.1 L’uso energetico del legno
Una speciale attenzione va dedicata all’energia semplice e tradizionale
proveniente dal legno. Come già detto, è considerata una fonte di energia
rinnovabile, perché l’uomo è in grado di gestire in modo durevole le foreste.
Comunque sia va tenuto presente che la legna è considerata come una fonte di
energia climaticamente neutra e socialmente accettabile, solo se il suo impiego
rispetta determinate condizioni, fra le quali, appunto, la gestione sostenibile
delle foreste e il suo uso, che deve essere efficiente, riducendo al minimo
eventuali dispersioni di energia e minimizzando le emissioni sia all’interno che
all’esterno delle abitazioni. In numerosi Paesi poveri, la legna da ardere
rappresenta tuttora la principale fonte energetica per la cottura dei cibi e il
riscaldamento; anche nei Paesi sviluppati essa si pone come integrazione di
altre fonti energetiche nel riscaldamento domestico.
Nei Paesi poveri, l’impiego del legno come risorsa energetica si avvale
principalmente di tecnologie semplici e di tipo tradizionale, ad esempio, i
sistemi a focolare aperto. Nei Paesi più sviluppati sono state gradualmente introdotte
tecnologie più complesse, ad esempio, la combustione controllata in sistemi a
focolare chiuso, come le stufe a pellet, che consentono, tra l’altro, di
sfruttare energeticamente in maniera ottimale residui derivanti da processi di
lavorazione cui è sottoposto il legno per le sue numerose forme di impiego. L’uso
massiccio della legna da ardere non è tuttavia esente da preoccupazioni di
carattere ambientale e talvolta sanitario.
5.2 Energia di massa per bisogni fondamentali
Globalmente, circa 2,7 miliardi di persone dipendono da biomasse
tradizionali, di cui – secondo le analisi della FAO – oltre 2 miliardi
dipendono proprio dall’energia fornita dal legno per la preparazione del cibo e
per il riscaldamento, specie nei paesi in via di sviluppo e nelle zone in cui
esso è l’unica risorsa energetica disponibile o che le famiglie si possono
permettere.
Il legno, bioenergia tradizionale e decentralizzata per eccellenza,
rappresenta un terzo del consumo globale di energie rinnovabili. È la fonte
preponderante per oltre un terzo dell’attuale popolazione mondiale, che lo
brucia principalmente per cucinare. Ciò, in alcuni casi, fa del legno una componente essenziale del diritto al cibo. Di
conseguenza, questo diritto, in determinate circostanze, prevale sulle considerazioni
ambientali.
5.3 Inquinamento outdoor
Il contributo all’inquinamento urbano derivante dalla combustione domestica
di legna da ardere, anche sotto forma di pellet, arriva a costituire fino al
60% della concentrazione di massa particellare in atmosfera ed è in gran parte
responsabile della differenza nella concentrazione delle particelle organiche
che si osserva tra la stagione invernale e quella estiva, poiché gl’impianti
per uso domestico in generale sono privi di sistemi di abbattimento dei fumi,
l’incremento nel loro uso pone, per i prossimi anni, un serio problema di
qualità dell’aria e di impatto sulla salute .
La combustione della legna produce numerose sostanze
inquinanti, molte delle quali classificate come tossiche
(monossido di carbonio, formaldeide, diossine) o cancerogene (composti
policiclici aromatici e benzopirene). In molte città dei Paesi sviluppati, i
caminetti e le stufe a legna sono considerati la principale fonte di particele
ultrasottili. Il 90% del fumo di legna è costituito da polveri con
dimensione media inferiore al milionesimo di metro (μm, micron). Queste sono
così minuscole da poter essere aerotrasportate anche per settimane e penetrare
negli alveoli polmonari, divenendo veicoli efficienti di gas tossici, batteri e
virus, con grave danno, perché passano direttamente nel flusso sanguigno.
5.4 Inquinamento indoor
L’uso domestico di combustibili poveri per la cottura e il riscaldamento
può avere riflessi negativi sugli ambienti chiusi e produrre conseguenze
sanitarie anche gravi in chi le abita. Ciò è vero soprattutto per le
popolazioni più disagiate che vivono in aree sottosviluppate e in locali privi
di una adeguata ventilazione.
La minaccia per la salute umana deriva dalla presenza nel fumo delle
polveri sottili, la cui inalazione aumenta l’incidenza, la durata e la gravità
delle malattie respiratorie, colpendo particolarmente i bambini gli anziani e
le persone affette da disturbi cardiaci e polmonari, Gli inquinanti atmosferici
causano altresì danni al sistema immunitario, asma, allergie, malattie
autoimmuni, disturbi psicologici e danni tossici al sistema nervoso e al
cervello.
In casi estremi in cui la legna non è disponibile, per cucinare vengono
adoperati altri combustibili ancora più nocivi, quali sterco, materie plastiche
o immondizie. L’ONU stima che l’inquinamento indoor
uccida circa 2 milioni di persone all’anno.”
6. Esempio di un piccolo progetto
di cogenerazione alimentato a biomasse (Prima Fase: fine
2011-fine 2012)
Sono riportati di seguito gli estratti
di aspetti salienti del progetto, come rilevati dal team di verifica e
valutazione cui si farà cenno qui appresso. Vengono, peraltro, fornite ad AICE
Appendici fuori testo al presente documento che riportano parti di documenti di
perizia originari (con l’oscuramento di dati “sensibili”) che completano la
descrizione tecnica del progetto, nonché un riepilogo di business plan in Excel
prodotti da tale team.
Va precisato che il team di verifica -
costituito da professionisti per le diverse specializzazioni necessarie -
faceva capo ad una struttura terza con finalità gestionali dell’attività di
verifica e che perciò amministrava l’interfaccia con il cliente pubblico (un
Comune Italiano) e il contratto che con quest’ultimo era stato sottoscritto. Si
trattava in pratica di un incarico di assistenza tecnica al Responsabile Unico
del Procedimento (RUP – un architetto collocato in struttura comunale) stabilito
dal pubblico committente stesso per espletare le valutazioni inerenti al
progetto al fine di verificare la possibilità di autorizzarne l’insediamento su
un territorio già identificato (ma non ancora disponibile) in ambito comunale. Questa
configurazione organizzativa se da un lato sgravava il team di verifica da
incombenze gestionali e relative responsabilità, dall’altra poteva essere
percepita come ostacolo dal RUP, che peraltro mal vedeva un contatto diretto
tra team di verifica e Proponente il progetto; contatto dal quale il team si è
necessariamente astenuto sebbene più volte sollecitato formalmente e
informalmente al Comune e al RUP. Tale aspetto, insieme ad altri quali:
- una errata valutazione
iniziale, da parte del committente pubblico, dell’onerosità economica della
verifica richiesta (valutazione cui il team di verifica non ha preso parte) che
ha contribuito fortemente ad un contenzioso tra il Comune e la struttura terza
contraente[24];
- il rinvio a posteriori
(ossia dopo l’entrata in esercizio della parte di impianto per la generazione
elettrica) della definizione delle serre e altri apparati per permettere il
recupero e vendita di calore come ben dettagliato in progetto, connotando il
nuovo impianto come cogenerativo con un valore di CHP=80% come si vedrà di
seguito;
- la mancanza di comunicazione,
contatto e chiarimenti tecnico-progettuali necessari tra il team di valutazione
e i progettisti del proponente il progetto;
- una forte opposizione
al progetto “montata” in sede locale da forze contrarie;
- l’indisponibilità, al
momento della prevista Conferenza dei Servizi delle aree inizialmente
identificate in ambito comunale per accogliere il nuovo impianto;
hanno infine contribuito ad ostacolare
il successo del progetto stesso sebbene la Regione competente avesse espresso
parere favorevole all’esclusione dal VIA in sede regionale.
Ma, mentre per gli altri elementi si può
parlare di concause, l’elemento formale e sostanziale dirimente per la
decisione finale è stato soprattutto l’accertata indisponibilità delle aree in
ambito comunale[25],
come testimoniano dichiarazioni alla stampa rese al riguardo da autorevoli esponenti
del Comune.
Qui di seguito, sono anche citati
(omettendo le vere sigle) alcuni documenti facenti parte integrante del molto
ampio progetto, ma solo all’occorrenza vengono riportati i loro contenuti a
fini illustrativi ed esemplificativi. Tali documenti sono indice, peraltro, dell’estensione
del progetto ben affrontato in tutti i suoi aspetti, tranne che per alcune specifiche
osservazioni, meritevoli di approfondimento, notificate al RUP e al Comune, di
cui si parlerà nel seguito; osservazioni che non è stato possibile in alcun modo
chiarire direttamente con i progettisti da parte del team incaricato della
verifica.
6.1 Aspetti generali
Il progetto di cogenerazione cui ci si
riferisce è quello precisato nel seguito di quasi 6000 kW termici per bruciare
biomasse da cippato al fine di produrre energia elettrica (circa 1000 kW
elettrici) e recupero calore per riscaldamento, proposto da una qualificata società
italiana a diverse comunità montane tra cui un Comune Italiano di circa
novemila abitanti; potenziali, ma non unici, consumatori dell’intera produzione
dell’impianto. Tale progetto è stato sottoposto per richiesta del Comune ad una
analisi preliminare da parte di un team di verifica composto da personale
abilitato all’esercizio della professione ingegneristica e regolarmente
iscritto in un Albo Professionale. L’analisi è stata rivolta ad alcuni aspetti
utili per la formulazione di un giudizio dal punto di vista del Comune
ospitante il progetto nell’ottica di una eventuale procedura autorizzativa
semplificata (PAS), ferma restante ogni verifica di assoggettabilità a VIA (Valutazione
Impatto Ambientale) in sede regionale.
Va detto che trattandosi di un piccolo progetto,
ma complesso, al fine di poter valutare con più accuratezza ogni aspetto – che
potesse avere impatto non tanto sulla producibilità, resa ed efficienza (anche
economica), quanto sulla salvaguardia e tutela delle comunità locali e
dell’ambiente coinvolto – sarebbe stato auspicabile un incontro con i promotori
del progetto e relativi progettisti. I vincoli temporali, burocratici e di
interazione esistenti hanno, invece, obbligato necessariamente a limitare
l’analisi agli aspetti macro e di tipo qualitativo che emergevano con maggiore
evidenza e rilevanza.
Sin dalla formulazione delle prime
considerazioni di carattere generale è emerso chiaramente che si trattava di un
progetto di modesta potenza (circa 1 Megawatt elettrico) a bassa entalpia e
basso rendimento (elettrico netto pari a circa 14%) che traeva beneficio dal
recupero di energia termica derivabile dalla combustione di biomassa (anche di
scarto, ossia proveniente da diversa origine: per es. da potature, manutenzione
e pulizia boschiva periodica, anche del sottobosco arboreo locale), energia che
sarebbe andata altrimenti dispersa in processi di naturale ossidazione, senza
beneficio alcuno e anzi con aggravio per la dispersione nell’ambiente. Il
progetto si sviluppava su aree di modesta entità (circa 1 ettaro, che giungevano
a 3 ettari includendo le serre previste per il recupero calore) e quindi impegnante
a fini industriali porzioni trascurabili del territorio comunale.
Il progetto esaminato s’inquadrava,
quindi, tra i progetti di elevata valenza ambientale che prevedevano l’utilizzo
di energie rinnovabili. In un panorama nazionale caratterizzato dalla
monocultura del gas e dalla fortissima dipendenza dai combustibili fossili,
tali progetti di piccola taglia, opportunamente dislocati sul territorio, apparivano
sempre più necessari in via preventiva anche per contrastare possibili carenze
energetiche che sembravano profilarsi all’orizzonte. Tali crisi, si faceva
allora rilevare, potevano manifestarsi non solo per questioni geopolitiche, ma
soprattutto ove si fosse dato per scontato, anche strumentalmente, che si era
giunti – come sembravano osservare specialisti del settore – al picco della
produzione petrolifera, provata dal fatto che sebbene la domanda europea si
contraesse per effetto della crisi, non si riusciva ad espandere la produzione
petrolifera oltre quella allora raggiunta, pur in vista di una domanda
crescente da parte delle nuove economie. Ne era evidenza l’inarrestabile
crescita del costo dei prodotti petroliferi.
Dal punto di vista della produzione
elettrica il progetto in questione s’inquadrava non solo in un contesto di
valorizzazione delle energie rinnovabili, ma anche di diversificazione delle
fonti e distribuzione più uniforme della potenza installata sul territorio
nazionale.
Non era inoltre stato trascurato di
rilevare che l’impianto sarebbe stato dotato di sistemi di recupero del calore
per essere utilizzato in serre bioclimatiche, raggiungendo così alti valori di
utilizzo complessivo dell’energia primaria: il progetto indicava al riguardo un
valore Combined Heat and Power (CHP)
dell’80%. Ossia la gran parte del contenuto energetico della biomassa bruciata,
per effetto della cogenerazione elettricità-calore, sarebbe stata utilizzata
proficuamente, con soltanto il 20% di perdite disperse nell’ambiente,
nonostante il basso rendimento elettrico.
Sia la modesta potenza
dell’installazione, cui conseguiva di necessità un modesto impatto locale di
carico inquinante e termico, sia la valenza del progetto nel contesto
energetico coevo, non potevano essere, per se stessi, motivi di certa
realizzazione e quindi di svincolo positivo di ogni aspetto autorizzativo da
parte delle autorità responsabili del procedimento, senza aver prima verificato
in concreto che fossero garantiti, dalle soluzioni tecniche adottate,
l’incolumità delle persone (anche professionalmente esposte), l’incolumità e
gli interessi delle comunità locali, la salvaguardia dell’ambiente e del
territorio impattato.
Non andava peraltro esclusa – sebbene
non fosse chiaro quanto l’impianto in questione per effetto di ridotta potenza
rientrasse nella normativa applicabile all’epoca – la ragionevolezza
nell’adozione delle migliori tecnologie disponibili (BAT – Best Available Technology) secondo criteri di prevenzione e
controllo integrato dell’inquinamento (IPPC – Integrated Pollution Prevention & Control) per effetto
dell’insediamento dell’impianto produttivo, come richiedono apposite direttive
europee recepite a livello nazionale particolarmente per impianti di potenza
superiore (per es. vedasi anche Directive
96/61/EC – Directive 2008/1/EC codified version).
Nel caso in esame l’applicabilità
dell’approccio IPPC/BAT veniva assunto dagli stessi proponenti nel progetto
presentato. I riferimenti riportati in progetto in merito alle problematiche
IPPC/BAT appena citate non sembravano, però, prendere in considerazione
alternative e al tempo stesso non esplicitavano indagini, riferimenti e dati
volti a provare che si fosse in presenza di un approccio IPPC/BAT.
Occorre notare che l’omissione di
cogenti metodologie di verifica in tal senso, visto che si trattava
dell’utilizzo di combustibili particolarmente “sporcanti”, potevano anche
esporre le Amministrazioni responsabili dei procedimenti autorizzativi ai
rigori di eventuali infrazioni. Per tali ragioni appariva opportuno ispirarsi
ad un principio di prudenza in sede di rilascio delle previste autorizzazioni,
soprattutto al fine di esperire ogni verifica, controllo o anche affinamento
del progetto, ove ciò fosse ben valutato e ritenuto necessario, anche previo
confronto in sede tecnica con i promotori del progetto e relativi progettisti.
6.2 Estratto
riassuntivo delle caratteristiche di impianto
Per comodità descrittive vengono
riportati di seguito i dati salienti che si rilevavano dal progetto e le
caratteristiche di massima e modalità operative dell’impianto, nonché alcuni
dati inerenti il combustibile utilizzato. Da essi si può avere nozione
dell’elevato grado di sviluppo del progetto per tutti gli aspetti tecnici,
operativi ed ambientali; quindi degli oneri di sviluppo (e preparazione di
tutta l’ingegneria necessaria) affrontati dall’organizzazione proponente.
I dati di progetto nominali dell’impianto
erano i seguenti:
a) Dati nominali:
-
Numero di gruppi di cogenerazione a biomassa (a griglia) (1 caldaia, 1
Turbina a fluido organico ORC): 1;
-
Potenza lorda: 1 MWe;
-
Consumi propri di centrale: 0,12MWe;
-
Potenza netta in rete: 880 kWe ;
-
Potenza termica in ingresso: 5,9 MWth;
b) Caratteristiche olio
diatermico caldaia a biomassa:
-
Temp. nominale circuito Alta Temperatura: 310/250 °C;
-
Potenza termica circuito Alta Temp.:
4.690 kW;
-
Temp. nominale circuito Bassa Temp.: 250/130 °C;
-
Potenza termica circuito Bassa Temp.: 450 kW.
c) Output acqua calda:
-
Temperatura acqua calda (In/Out): 60/80 °C;
-
Potenza termica all’acqua 4.100 kW.
d) Caratteristiche del
sistema elettrico:
-
Potenza meccanica entrante max.: 1.200 kW;
-
Potenza elettrica attiva max.: 1.000 kW;
-
Potenza nominale: 1.250 KVA;
-
Generatore elettrico: asincrono trifase B.T.;
-
Efficienza elettrica netta: 14 %;
-
Efficienza combinata termica – elettrica (CHP): 80 %;
-
Tensione distribuzione BT servizi: 400/230 V;
-
Tensione di cessione: MT.
e) Condizioni operative: La condizione
operativa nominale della Centrale era definita come segue:
-
gruppo a biomassa in servizio alla potenza di circa 1.000 kW elettrici
lordi;
-
temperatura dell’aria ambiente di 25°C;
-
tutti i sistemi ausiliari in funzione alle condizioni nominali (circa il
12% del carico nominale);
-
tutti i sistemi ausiliari di emergenza in stand-by.
La Centrale poteva operare (mantenendo
le emissioni) ad una potenza compresa tra il 70% ed il 105% della potenza
nominale, in corrispondenza di tutte le temperature dell’aria previste. Il
calore di condensazione dal ciclo organico ORC (a valle dell’espansione in
turbina) veniva recuperato mediante apposito scambiatore che aveva la funzione
di condensatore per il fluido del ciclo ORC. L’energia termica derivante dal
ciclo ORC veniva, dunque, ceduta sotto forma di acqua calda a mezzo scambiatore
posto a confine terreno della centrale per il riscaldamento di serre
bioclimatiche; l’acqua per le serre aveva una temperatura di circa 50 °C e
ritornava allo scambiatore della Centrale a circa 30 °C. La portata massima dei
fumi umidi era di 17.000 Nm³/h. Nella sezione di trattamento fumi, al camino, erano
installate le sonde per la misura delle emissioni. Anche se non richiesto dalla
normativa (il carico termico della caldaia non poteva superare mai i 6 MW
termici), ed era installato il sistema per la misura in continuo delle
emissioni, costituito da strumentazione di misura al camino, da una linea di
campionamento dei fumi dal camino fino all’armadio analisi, dagli analizzatori
dei fumi campionati in armadio analisi e da un sistema per l’acquisizione, la
validazione e l’elaborazione dei dati rilevati.
Tra i dati più importanti del sistema di
trattamento fumi al carico nominale (con combustibile costituito da sottoprodotti
in legno) si potevano elencare i seguenti:
-
portata fumi (max.) 17.000 Nm3/h
-
temperatura fumi in entrata al trattamento 160 °C
-
consumo di carbone attivo, max. 0,1 kg/h
-
consumo di calce idrata, max. 18 kg/h
-
consumo di urea (soluzione al 45%), max. 10 kg/h
-
temperatura fumi al camino 155 °C
-
altezza camino 20 m
-
ceneri estratte dalla griglia, max. 10 kg/h
-
ceneri estratte dal ciclone, max. 5 Kg/h
-
ceneri leggere e sali estratte dal filtro a maniche, max. 32 kg/h
f) Serre e loro gestione: Le
serre erano previste realizzate in terreni limitrofi a quello della centrale e
potevano generare i seguenti assorbimenti termici medi: serra bioclimatica:
20.000 m² con assorbimento di 15.000 Kcal/h.100m²; sulla base di quanto sopra,
dunque, la centrale era in grado di cedere circa il 60% della propria energia
termica su base annua e garantire un’elevata efficienza del processo
produttivo. Le serre bioclimatiche erano previste realizzate e gestite da una
Società Agricola, facente parte anch’essa di un Gruppo Finanziario, con la
quale il proponente aveva stipulato un accordo di cessione del calore su base
pluriennale. Restava inteso che ai fini progettuali, il proponente poteva cedere
la propria energia termica mediante uno scambiatore posto a confine del terreno
dal quale la società agricola poteva prelevare i propri fabbisogni termici
sulla base dello specifico progetto del sistema serre.
g) Combustibile: I fabbisogni di combustibile per assicurare il
funzionamento continuo dell’impianto erano definiti e limitati e quindi era
possibile reperirli in ambito agro forestale locale evitando di importarli da
altri mercati (nazionali, esteri o addirittura extracomunitari). Ciò avrebbe contribuito
effettivamente ad allargare l’indotto (in termini di beni e servizi) che
l’impianto poteva generare in sede locale per l’intera durata del suo ciclo di
vita. I combustibili potevano essere conferiti in sito nelle seguenti forme:
legno già cippato/frantumato da piattaforme apposite; legno prefrantumato da
raccolta differenziata; cortecce triturate; scarti di segheria; legno in
tronchi di dimensioni (diametri) varie, lunghezza 5 – 6 m;
potature/ramaglie/ceppaie da manutenzione frutteto/bosco; vinacce vergini con
umidità max. 50%.
Dimensioni tipiche del combustibile base legno alla caldaia: 10 x 50 x100
mm; vinacce tal quali. Il consumo di combustibile poteva variare a seconda del
mix utilizzato, da un minimo di 1,5 t/h ad un max. di 2,3 t/h. Il combustibile
utilizzato nella caldaia poteva essere ottenuto dallo sminuzzamento della
biomassa legnosa con macchine dotate di coltelli (cippato) o di martelli
(triturato) a seconda della tipologia di biomassa.
Il combustibile aveva le seguenti caratteristiche: dimensioni del
cippato/triturato: 10x50x100 mm; densità in mucchio: 0,15 – 0,3 t/m³; potere
calorifico inferiore in funzione del mix utilizzato (2.500 – 3.500 Kcal/Kg); Il
consumo di biomassa al carico nominale a seconda del mix utilizzato, da un
minimo di 1,5 t/h (caso di utilizzo di 100% materiale selezionato) ad un max.
di 2,3 t/h (caso di utilizzo di 100 % biomasse da filiera), su 8.000 ore
stimate di funzionamento.
6.3 Alcune
osservazioni al progetto formulate al RUP dal team di verifica
a) Serre e recupero del
calore residuo: serre come “sorgente fredda” e modalità operative conseguenti
Dal punto di vista impiantistico e di
processo dell’impianto di produzione elettrica, la serra era destinata a
funzionare come vero e proprio elemento di scambio per la “sorgente fredda”
(ambiente) necessaria al ciclo termico. L’energia termica recuperata dalla
serra era prevista essere di circa 3,5 MWt. In un accidentale “fuori servizio”
dell’impianto di produzione elettrica veniva a mancare il recupero di calore
utile per la serra, mentre, viceversa, un disservizio/distacco della serra in
condizioni di massima potenza dell’impianto e suoi apparati di scambio doveva
poter consentire di dissipare immediatamente nell’ambiente quella stessa
potenza termica a temperatura (fumi) molto più alta oppure consentire – previa
forte riduzione di potenza – un funzionamento, a carico ridotto, ove
necessario, dell’impianto di produzione elettrica con mezzi di scambio
ausiliari ed alternativi alla serra. Ciò appariva tanto più necessario alla
continuità del servizio elettrico quanto più si pensa che l’impianto avrebbe dispacciato
la potenza elettrica prodotta in Media Tensione (MT) e quindi con variazioni di
carico che potevano essere risentite soprattutto sulla rete elettrica locale.
Questo aspetto, comunque, sebbene fosse un problema tra il proponente il
progetto e l’operatore che provvedeva alla distribuzione di energia elettrica
in sede locale (e.g. Enel) poteva impattare – se non adeguatamente gestito –
sulle utenze elettriche della zona.
Questa particolare configurazione poneva
il problema del funzionamento dell’impianto di generazione in modalità “stand
alone” rispetto alla serra, ma comunque collegato alla rete elettrica, quando
la serra fosse stata esclusa dal processo; modalità di funzionamento che –
quando adottata – avrebbe abbassato ovviamente sia il rendimento di impianto
sia la quantità di energia prodotta e recuperata.
Andava fatto, peraltro, rilevare che la
quantità di energia recuperata era soggetta sia a stagionalità, sia a effettiva
operatività delle serre in modo continuativo tramite un “rigido parallelo” con
la continuità dell’impianto cogenerativo. Distacchi accidentali o programmati
delle serre e relativi meccanismi di recupero del calore dall’impianto
cogenerativo avrebbero implicato una riduzione del recupero energetico che era
alla base del progetto. Pertanto, l’effettivo recupero energetico, sebbene
ipotizzabile e calcolabile in sede di progetto come “potenziale”, diveniva
effettivo solo in funzione delle concrete modalità operative adottate in
pratica. Quest’ultime, a loro volta, erano soggette ad alee che potevano essere
indipendenti dalla volontà dell’esercente e quindi non esattamente programmabili.
Aldilà dell’impatto che quanto sopra
delineato potesse avere per gli “economics” del progetto – preoccupazione che avrebbe
dovuto avere il proponente – sembrava opportuno segnalare che la catena di
regolazione e controllo che consentiva uno stabile funzionamento in sicurezza
dell’intera installazione (impianto di produzione elettrica + serra) in ogni
possibile configurazione di funzionamento operativo avrebbe dovuto essere
approfondita aldilà dei limiti dell’analisi preliminare del progetto.
b) Zona sismica
Il territorio del Comune destinato a
ospitare il progetto ricadeva, secondo la classificazione sismica all’epoca
vigente, in zona 1 (cioè la più alta). I valori di accelerazione orizzontale
massima al suolo (a▪g = frazione della accelerazione di gravità g)
con probabilità di superamento pari al 10% in 50 anni, calcolati dall’INGV
(Istituto Nazionale di Geofisica e Vulcanologia) sono pari a 0,150 g – 0,175 g.
Sebbene attraverso la “Mappa interattiva sulla pericolosità sismica” si
evidenziasse una mitigazione della sismicità della zona in cui ricadeva l’area
destinata all’insediamento dell’impianto, restava come dato di fatto che
l’intera zona era considerata ad alta sismicità. Ciò non vietava, però, in
alcun modo l’installazione di manufatti ed impianti purché essi rispondessero
ad una serie di requisiti e normative previste dalla legislazione e dalla buona
pratica corrente secondo le “regole dell’arte”.
A tale riguardo era il caso di
evidenziare che: le funzioni strutturali di opere civili ed industriali
ricadenti in alta zona sismica devono sempre essere svolte tenendo conto di più
ampi margini di sicurezza previsti dalla normativa tecnica e leggi vigenti; il
macchinario e la componentistica utilizzata per gli impianti nonostante la
normativa (che però in questo caso può apparire o essere interpretata a “maglie
più larghe” che non nel caso di opere civili ed industriali) possono sfuggire a
sostanziali aspetti antisismici, per un verso o per l’altro; la buona pratica
costruttiva adottata per gli impianti destinati alla produzione di energia
elettrica, – messa in atto da operatori e costruttori “responsabili”, anche
dove non vi è obbligo normativo, ma solo opportunità oggettiva – suggeriva che
alcune parti di impianto rilevanti per la sicurezza (per es. elementi di
regolazione primaria analogica/digitale, quadri elettrici con
interruttori/sezionatori, pompe e motori, etc.) fossero assoggettate a
particolari verifiche di funzionamento sotto sisma (simulazioni ed analisi dei
comportamenti/funzionamenti su tavole vibranti con accelerazioni determinate)
allorquando il servizio che esse svolgono investono fondamentale rilevanza per
gli aspetti della sicurezza del personale esposto, delle popolazioni e
dell’ambiente; tutto ciò pur senza la necessità di pensare a garantire un
funzionamento d’impianto sotto sisma di riferimento adottato in progetto. La
verifica in sede operativa di un approccio progettuale e realizzativo ispirata
a tali criteri poteva essere essenziale e si poteva limitare a quegli elementi
che il progettista dell’opera (strutture e macchinari) ritenesse essere affetti
da tali problematiche. Pertanto, l’esplicita individuazione in progetto di
specifiche strutture componenti ed impianti rilevanti ai fini della sicurezza
da assoggettare a requisiti che tenessero debito conto dell’alta sismicità del
sito appariva auspicabile e con valore prescrittivo in sede di rilascio delle
autorizzazioni.
c) Ceneri: stoccaggio e
smaltimento
Dai dati riportati in progetto si stimava
la produzione annuale di oltre 600 t di ceneri e sali come segue: residui
prodotti da carbone attivo: 1 t; residui prodotti da calce idrata:144 t;
residui da urea (soluzione al 45%): 80 t; ceneri estratte dalla griglia: 80 t;
ceneri estratte dal ciclone: 40 t; ceneri leggere dal filtro a maniche: 256 t.
Per lo stoccaggio di ceneri prodotte nel
corso dell’esercizio di impianto era stato previsto in progetto un silos.
Sarebbe stato auspicabile prescrivere che i sistemi e mezzi di
estrazione/evacuazione e trasporto ceneri (volatili senza incrostanti e quindi
inalabili per frazioni PM10-2,5) fossero tali da minimizzare spargimenti
nell’ambiente.
Lo smaltimento finale delle ceneri e
degli altri prodotti del processo sopra riportati era da chiarire sia in
termini di modalità di smaltimento sia in termini di ambiti territoriali
(smaltimento in ambito Comune o fuori Comune) e comunque con indicazione delle
località destinatarie, soggetti coinvolti, loro utilizzo finale. Si segnalava
che era opportuno chiarire qualche dato specifico che appariva confliggere con
gli altri dati indicati.
d) Consumi di acqua
L’impianto – che avrebbe dovuto svolgere
funzioni principali in ciclo chiuso – appariva caratterizzato da un limitato
uso dell’acqua industriale. Il valore di un fabbisogno complessivo di 50
litri/ora di acqua può apparire sottostimato in determinate situazioni
d’impianto (per es. primo avviamento e commissioning, fuori servizio accidentale
ed immediato riavvio, oppure se si pensa alle esigenze complessive di un
insediamento produttivo di tal genere nel corso di eventi manutentivi). Una
riserva di utilizzo e una riserva intangibile appariva comunque assicurata nel
progetto. Poiché l’insediamento dell’impianto era proposto in un Comune che
soffriva di penuria d’acqua una valutazione più complessiva dei fabbisogni
assumeva rilevanza al fine di rendere certo il quadro del possibile
approvvigionamento per usi civili e per usi industriali, di processo e non. La
possibile presenza giornaliera di circa 15 persone in sito (compreso le serre e
senza valutare i bisogni agricoli delle serre stesse) avrebbe suggerito già
solo per uso corrente una necessità di approvvigionamento, escluso il processo,
di valori che potevano collocarsi intorno al metro cubo giornaliero.
e) ORC – Ciclo termico
con olio diatermico/fluido organico:
Il turbogeneratore era previsto sfruttare
l’olio diatermico caldo proveniente dalla caldaia per preriscaldare e
vaporizzare un opportuno fluido organico (della classe dei Silossiani ad alta
massa molecolare) di lavoro nell’evaporatore. Il vapore del fluido organico
muoveva la turbina, che era accoppiata direttamente al generatore elettrico
attraverso un giunto elastico. Il vapore scaricato scorreva attraverso il
rigeneratore, dove riscaldava il fluido organico. Il vapore era condensato nel
condensatore raffreddato ad acqua (serre).
La caldaia in cui avveniva la
combustione era ad olio diatermico con sistemi di scambio e riscaldamento fino
a 310°C posti alla sommità della caldaia stessa. La caldaia era dotata di
sistemi (ciclone e filtri a maniche) per liberare i gas di combustione dalle
ceneri e residui. Il cuore dell’impianto era il sistema componente l’ORC (Organic Rankine Cycle) con turbina
collegata al generatore elettrico tramite giunto elastico. Il trasferimento
alla turbina – e quindi al generatore elettrico – della potenza generata dalla
combustione della biomassa in caldaia era perciò previsto attraverso uno
scambiatore di calore che faceva uso di olio diatermico con caratteristiche di
infiammabilità e che vaporizzava un fluido organico che si espandeva in turbina
e condensava in un condensatore raffreddato ad acqua. Sembrava conveniente
chiarire a tale riguardo: quanto una tale soluzione si potesse ritenere
conforme ad un vincolo normativo europeo che per le tecnologie adottabili
prevede l’adozione di un approccio IPPC/BAT (basato anche per es. su ore di
funzionamento ininterrotto presso altri impianti similari, soluzioni tecniche
ed alternative impiantistiche esaminate ma non accettate, referenze e
statistiche di affidabilità, etc.); se nel progetto fosse previsto tra i
possibili eventi accidentali anche la perdita di integrità dei componenti ORC
con relativa catena di protezione e controllo attivabile, per es. tramite
trasduttori di pressione, ai fini di un confinamento – intercettazione monte
valle – per un avvio dei sistemi di protezione (circuiti di raffreddamento,
estinguenti) etc.; l’opportunità di prevedere vasche sottostanti i componenti
l’ORC per raccolta di eventuali sversamenti e relativo impianto di estinzione
per un possibile incendio localizzato; l’opportunità di adottare in modo più
uniforme nelle aree di impianto più esposte un valore determinato di resistenza
al fuoco delle strutture e componenti; cosa implicava e come veniva di norma
trattata una eventuale perdita di olio diatermico in caldaia e relativi
scambiatori; o cosa implicava e come veniva di norma trattata una eventuale
perdita di fluido organico del ciclo ORC; se inaspettate, seppur improbabili,
perdite di olio diatermico oppure di fluido organico operante nel ciclo termico
fossero in grado di provocare nell’ambiente impiantistico chiuso – ancorché
assoggettato ad opportuno ricambio d’aria – miscele che potessero costituire
pericolo per gli operatori, per le stesse installazioni e per l’ambiente
circostante.
f) TAR[26] e scarichi per
lavaggi manutentivi
Poiché per gli SCARICHI LIQUIDI, dal
documento nella “Relazione tecnica Modifiche Accettate”, si affermava che per
le acque di processo non ci sono scarichi previsti e poiché anche il documento
“Verifica VIA” non sembrava soffermarsi troppo sull’argomento, restava da
chiarire come venissero convogliate, trattate e smaltite le acque per eventuali
perdite e sversamenti accidentali, perdita di integrità dell’impianto (per es.
evaporatore, etc.) o perdita di confinamento di sistemi di raccolta, nonché
acque e liquidi di lavaggio per cicli manutentivi, particolarmente per la
caldaia e suoi accessori. In assenza di opportuno trattamento in sito, la
necessità di vasche di raccolta – cui si fa qualche cenno in VIA – di liquidi
oleosi e/o fanghi con elevato tasso di inquinanti da smaltire periodicamente
con servizi di auto-spurgo verso punti di trattamento autorizzati e
controllati, assumevano pertanto valore prescrittivo da sottolineare in sede di
rilascio delle autorizzazioni previste.
g) Rilascio di inquinanti
in aria
Nella “Relazione tecnica Modifiche
Accettate” facente parte integrante del progetto era riportato quanto segue
insieme alla “Tabella Limiti delle emissioni gassose”: “Le emissioni in
atmosfera si manterranno sempre entro i limiti di legge previsti, si veda la Tab.
sottostante (D.m.A. 05/02/1998). Il camino, allo sbocco, sarà alto 20 m; la
temperatura dei fumi sarà di min. 130 °C. Le concentrazioni degli elementi
inquinanti nei fumi e l’altezza del camino contribuiranno a determinare livelli
di contaminazione nell’area attorno all’impianto molto modesti sia in termini
di concentrazioni medie annue che in termini di concentrazioni massime.”
Poiché erano previsti diversi tipi di
combustibili e mix tra essi, si faceva notare che sarebbe stato opportuno
chiarire con i proponenti con quali combustibili ed in che modalità operativa,
regime, configurazione di lavoro dell’impianto di produzione si ottenessero
tali valori (visto anche che i valori medi rilevati in prove per un periodo di
campionamenti per ½ ora eccedevano le medie giornaliere per tutti i tipi di
inquinanti).
h) “Base-line e
monitoraggio ambientale”
Nell’ INQUADRAMENTO GEOLOGICO facente
parte integrante del progetto non sembrava apparire alcuna indagine del fondo
rispetto a quegli inquinanti tipici che sarebbero stati poi prodotti nel corso
del funzionamento dell’impianto. Aldilà dell’obbligo normativo, cui
l’installazione di un nuovo impianto a biomasse della capacità in fattispecie è
soggetto, è fuor di dubbio che per tutta la durata del ciclo di vita d’impianto
(pari ad alcuni decenni) vi potrebbe essere accumulo di taluni inquinanti
nell’ambiente al punto da alterare il fondo preesistente. I meccanismi di
“accumulo” abbastanza complessi possono sfuggire al rilievo nonostante la
dotazione dell’impianto di opportuni apparati di monitoraggio (per es. al
camino per aeriformi) come in questo caso. Pertanto, soltanto un “base-line
ambientale” iniziale (cioè prima che l’installazione dell’impianto avvenga),
cui rapportare misure ed eventuali variazioni di inquinanti presenti nel fondo,
può garantire che avversi effetti di fenomeni di accumulo siano prontamente
rilevati per impostare azioni correttive. (Per ciò che riguarda il rumore, sebbene
non si possa parlare di un effetto di accumulo, il concetto di base-line sarebbe
stato comunque applicabile ugualmente ed avrebbe assunto un significato di
riferimento una volta che l’impianto fosse entrato in esercizio).
Sebbene l’impianto fosse giustamente
dotato di un sistema di monitoraggio effluenti gassosi, previsto in progetto,
non si poteva però parlare in questo caso di una vera e propria rete di
monitoraggio ambientale in continuo. Un tale rilievo veniva posto in evidenza
perché – a parità di condizioni atmosferiche e aldilà delle direzioni
prevalenti dei venti – ad elevate altezze di camino ed alte velocità di
efflusso è di norma associato un ampio cono di dispersione degli inquinanti;
mentre a basse altezze di camino e basse velocità di efflusso è di norma
associato un ristretto cono di dispersione degli inquinanti.
Nel caso in esame si potevano notare
diversi insediamenti pseudo-urbani dispersi su un territorio discretamente
antropizzato. Pertanto, con l’accordo dei promotori del progetto, una
situazione ideale, sebbene non richiesta normativamente, si sarebbe potuta
realizzare attraverso la dotazione di punti di controllo (con risultati
pubblici su monitor) ubicati: in luogo pubblico frequentato, in presenza di cono
di dispersione ampio che investisse i più prossimi insediamenti urbani; alla
periferia dell’insediamento produttivo (per es. fuori della recinzione di
impianto) a garanzia dei professionalmente esposti.
È ben vero che una simile impostazione è
di solito adottata per i grandi impianti ove i rischi di inquinamento sono più
alti e l’assetto normativo è più stringente e cogente, ma è altrettanto vero
che dove adottata, una tale impostazione si è sempre rivelata tranquillizzante
per le comunità locali, per i relativi Amministratori Pubblici, e per gli
stessi proponenti il progetto.
i) Movimento mezzi per
trasporti combustibili e ceneri
Dal progetto si rilevava che il
combustibile sarebbe giunto in sito trasportato da mezzi (motrice e rimorchio o
bilici) con portata utile dalle 20 alle 30 t, a seconda del tipo di materiale.
Si prevedeva l’arrivo di max. 4 mezzi/gg (per 5 gg/settimana, occasionalmente
il sabato mattina) e 46 sett./anno. A questi mezzi si dovevano aggiungere
quelli necessari a: evacuazione di oltre 600 t/anno di ceneri prodotte dalla
combustione; trasporti per servizi di impianto (reagenti, personale, mezzi per
esercizio e manutenzione, etc,); trasporti per attività di gestione delle
serre.
Per una stima complessiva appariva
ragionevole pensare ad un incremento di traffico nelle strade in prossimità
dell’impianto, che avrebbe potuto superare anche 10 mezzi pesanti al giorno,
particolarmente concentrato nel corso della giornata lavorativa. L’incremento
di traffico che si rifletteva in un aumento – seppur modesto, ma per tutta la
vita utile dell’impianto – di costi manutentivi e rischi locali, avrebbe potuto
essere parzialmente mitigato attraverso la disponibilità di maggiori aree di
stoccaggio in sito per permettere di pianificare concentrazioni in ore e giorni
a minor intensità di traffico.
j) Riconciliazione di
dati e inserimenti paesaggistici
Si trattava qui di un semplice e
secondario aspetto formale che nondimeno appariva opportuno segnalare ai fini
di una “riconciliazione”.
Data la complessità del progetto, esso era
stato necessariamente eseguito da diversi specialisti e pertanto risentiva di
una esecuzione “a più mani” e forse anche dell’adattamento al caso in esame di
un progetto standard che è proprietà intellettuale del proponente. Perciò, vi si
notavano talvolta dati non completamente coerenti (anche se dissimili di poco)
e comprensibili (per es. nella Relazione Architettonica citato un comune diverso
da quello potenzialmente ospitante come comune di insediamento d’impianto,
oppure valori caratteristici dei parametri – flussi, portate, temperature, etc.
– del ciclo) riportati in modo non uniforme nei diversi documenti; come pure:
gli inserimenti paesaggistici , che in modo simulativo prefiguravano una vista
dell’impianto finito, sembravano in alcuni casi confliggere con quella che avrebbe
dovuto essere la pianta dell’intero progetto.
k) Vita di progetto e smantellamento a fine vita d’impianto
Mentre era esplicitamente previsto un
programma temporale di costruzione degli impianti che si svolgeva in 18 mesi,
non sembrava reperibile alcun dato certo sulla prevista vita utile del
progetto. Pensando all’impiego di componentistica di qualità, per analogia con impianti
termoelettrici e presupponendo adeguati e puntuali interventi manutentivi si poteva
ipotizzare una vita di progetto di 20-25 anni (ma anche tale elemento era
opportuno che fosse oggetto di chiarimento con il Proponente).
Sarebbe stato auspicabile prescrivere in
sede di rilascio delle autorizzazioni che: a fine ciclo di vita operativo
l’impianto venisse dismesso, de-commissionato e smantellato a cura e spese dei soggetti
che avevano ottenuto il rilascio delle autorizzazioni all’esercizio
dell’impianto, senza alcun onere per il Comune o le Istituzioni comunque
coinvolte nel rilascio delle autorizzazioni stesse; che , inoltre, venisse
comunque fatta salva la facoltà degli esercenti che avevano ottenuto le
autorizzazioni a procedere nelle loro attività industriali attraverso
l’installazione di un nuovo analogo impianto produttivo o impianto di altra
natura accettato dal comune ospitante. La dismissione e lo smantellamento dovevano
procedere fino ad una condizione tale da restituire le aree al loro uso
originario, senza manufatti, residui o potenziali pericoli in sito e previa
esecuzione delle attività già previste in progetto per tale fase finale e di
chiusura del ciclo di vita (come da DISMISSIONE DELLA CENTRALE A BIOMASSE” documento
in Relazione tecnica Modifiche Accettate”).
l) Fattore di carico e
vita di progetto
Il progetto prevedeva un funzionamento
dell’impianto alla massima potenza per 8000 ore all’anno, su un totale di 8760
(= 24 x 365) ore disponibili in un anno. Ciò comportava un fattore di carico di
91,3% (e quindi una indisponibilità dell’impianto di 8,7%) che implica un tempo
di “fuori servizio” - per manutenzioni ed ogni altra possibile causa –
dell’ordine di 1 mese (= 760 ore), che è un tempo solitamente stretto per
impianti che bruciano – a temperature relativamente “basse” (se confrontati ad
altre centrali termoelettriche) – combustibili molto sporchi, a basso potere
calorifico e con alto tasso di ceneri nei prodotti di combustione.
Queste previsioni apparivano
ottimistiche trattandosi di valori che normalmente erano più tipici degli
impianti di grande taglia (oltre le centinaia di megawatt) che dispacciavano in
alta tensione e erano destinati a svolgere “servizio di base” nell’ambito del
servizio elettrico nazionale, piuttosto che servizio di copertura delle “punte”
(e relativo controllo di frequenza/tensione) riservato ad impianti (solitamente
idroelettrici o turbogas di più piccola taglia) che svolgono regolazione del
carico elettrico. Considerato poi che nella fattispecie in esame il
dispacciamento della potenza prodotta sarebbe avvenuto in media tensione, le
preoccupazioni sulla garanzia di continuità/affidabilità di servizio potevano
sorgere anche in sede di autorizzazione per l’allaccio alla rete locale.
Pertanto, i valori adottati in progetto, apparivano veramente ottimistici e potevano
avere riflesso anche e soprattutto per gli aspetti economici, di resa e
finanziabilità del progetto. In ogni caso, pur ammettendo che l’impianto potesse
essere gestito con le modalità (pieno carico) ed i tempi (8000 ore anno)
previsti si tratterebbe di un servizio “heavy
duty” di un impianto già destinato a svolgere un servizio “pesante” dal
punto di vista termomeccanico per effetto del tipo di combustibile utilizzato e
modalità della combustione. Un servizio “heavy
duty” per qualunque componente od impianto industriale avrebbe comportato
un progetto da realizzare in modalità tutt’altro che standard e comunque
nell’aspettativa di un elevato tasso di manutenzioni essendo correlati in modo
inverso pesantezza del servizio svolto e durabilità, quindi vita del progetto. In
altre parole, un impianto a cui siano richieste elevate prestazioni ha un più
breve ciclo di vita ed un più alto tasso di guasti che richiede più frequenti
interventi manutentivi. Ciò avrebbe dovuto essere considerato in maniera
precauzionale sia nelle modalità operative del progetto, sia nell’ambito degli
“economics” per la viabilità
finanziaria del progetto stesso.
m) Aspetti di regolazione e controllo
Si evinceva dal progetto che l’impianto era
opportunamente dotato degli usuali sistemi essenziali di protezione e
controllo, quali per esempio PLC di caldaia e PLC del turbogeneratore ovvero,
per esempio, quelli che devono provvedere: alla continuità dell’alimentazione
elettrica (batterie più UPS, nonché generatore diesel di emergenza) delle parti
e servizi essenziali anche in caso di perdita della rete; alla sincronizzazione
per l’effettuazione del “parallelo”; alle protezioni del turbogeneratore; al sistema
di protezione e misura; all’impianto di terra e sistema di protezione dalle
scariche atmosferiche, etc.
Ciò che, invece, sembrava fosse
opportuno chiarire era la capacità dell’impianto di modulare la potenza in
funzione del carico richiesto ed in particolare la capacità di commutare
immediatamente sui propri servizi (attraverso drastica riduzione di potenza) in
caso di perdita della rete o altro evento “impiantistico e non” che avrebbe condotto
altrimenti ad un “fuori servizio”. Oltre a beneficiarne la sicurezza, i
proponenti in particolare avrebbero beneficiato di un impianto capace di
commutarsi automaticamente in “stand-by”,
alimentando i propri ausiliari, in occasione di quegli eventi inaspettati;
perché ripetuti arresti e ripresa di marcia oltre a costituire sollecitazione
termomeccanica ed elettrica per l’intero impianto, con riflessi sulla
manutenzione e durata del ciclo di vita, avrebbe potuto costituire un aggravio
di costi in termini energetici (gasolio, elettricità, acqua, etc.) ad ogni
ri-avviamento a freddo o a caldo che sia.
6.4 Conclusioni del
Team di Verifica
A giudizio del team di verifica e valutazione
del progetto – e limitatamente al quadro informativo ad essi reso disponibile –
pur con gli stringenti limiti temporali assegnati per una analisi del progetto
proposto, nonostante non sembravano potersi rilevare (aldilà di doverosi
chiarimenti) ragioni di fondo o di principio, né fondamentali carenze di
progetto, tali da giustificare un negativo parere in sede di rilascio delle
autorizzazioni, si ravvisavano – invece – sostanziali ragioni di opportunità
(tecniche, ambientali, di sicurezza, amministrative, etc.) che suggerivano un
approfondimento insieme ai progettisti e proponenti il progetto, al fine di
individuare miglioramenti possibili aldilà del quadro normativo vigente, anche
nell’ottica di criteri IPPC/BAT. Ciò al fine di poter garantire i proponenti e
le popolazioni e ambiente locali da avversi effetti conseguenti
all’insediamento dell’impianto, i cui esiti si potevano estendere sul
territorio per un arco temporale di alcuni decenni. In un contesto di mutuo
interesse dei proponenti, delle Amministrazioni, popolazioni e ambiente locali,
si auspicava che in sede di rilascio delle autorizzazioni, se del caso previo
riesame con i proponenti, si potesse giungere alla formulazione di condivise
“Prescrizioni” di valore cogente da introdurre nel corpo dei documenti
autorizzativi. A tal fine, il team di valutazione e verifica si rendeva
disponibile a collaborare con i Responsabili del Procedimento.
Dopo la prima fase eminentemente
tecnica, ma con contenuti ed osservazioni orientate all’esercizio del nuovo
impianto, nonchè agli aspetti economici, ambientali, di sicurezza delle
installazioni, delle popolazioni e del territorio, pertanto sociali, nel corso
di un incontro con i massimi responsabili del Comune (Sindaco ed alcuni
componenti del Consiglio Comunale), vennero consegnati i file pdf di copie
commentate dal team di verifica evidenzianti i punti salienti con note ed
osservazioni alle integrazioni tecniche al progetto e al parere favorevole
espresso dalla Regione competente sull’esclusione dal VIA del progetto stesso in
sede regionale. Il RUP, benché informato dell’incontro, non partecipò.
Non essendo il progetto corredato da un
business plan del proponente, nella stessa sede emerse la richiesta al team di
verifica di fornire al Comune i risultati di una simulazione preliminare in
merito ad un possibile Business Plan per valutazioni più generali che il Comune
riteneva di dover eseguire.
Di fatto, tale simulazione fu effettuata
dal team di verifica sotto alcune necessarie ipotesi di seguito esplicitate.
L’analisi era stata rivolta alla valutazione circa la possibilità di alcune
misure compensative utili per la formulazione di un giudizio dal punto di vista
del Comune ospitante il progetto nell’ottica di una eventuale predisposizione e
sottoscrizione con il proponente di una Convenzione al fine di dare corso alla
procedura autorizzativa semplificata (PAS), a valle del parere favorevole già espresso
(con prescrizioni) in sede regionale competente.
7.1 Ipotesi Sottostanti la Simulazione del Business Plan
Poiché la produzione del Business Plan
d’impianto era responsabilità precipua del Proponente basata su dati concreti e
verificati, al fine di produrne una “Simulazione” utile a ragionamenti di
competenza del Comune, furono fatte le seguenti ipotesi:
- che il Proponente il
progetto rispettasse tutte le prescrizioni contenute nel parere favorevole
espresso dalla Regione ed in particolare quelle sulla cogenerazione ed il
combustibile da usare, come discusso nel corso dell’incontro sopracitato;
- che le ulteriori verifiche
suggerite dal team di verifica al Comune nel corso dell’incontro sopracitato
(potenza installabile su piano energetico regionale e zona mantenimento qualità
aria) non producessero elementi ostativi;
- che i terreni (pari a
3 ettari) non venissero venduti, ma assoggettati ad una concessione ventennale
con un canone annuo calcolato pari al 3% sul valore attribuibile a terreni ad
uso industriale;
- che il proponente
accettasse in via compensativa una modesta compartecipazione del Comune agli
utili di impresa (1% sul profitto lordo);
- che non vi fosse
distinzione tra capitale proprio o di rischio (equity) e capitale finanziato,
ma l’intero capitale impiegato fosse soggetto ad una remunerazione (tasso di
interesse per il finanziamento) che potesse essere prevista pari al 7%;
- che la restituzione
del capitale investito ed i relativi interessi avvenisse in 10 anni di
esercizio con un solo “anno di grazia” successivo all’avviamento dell’impianto,
senza cioè dover corrispondere (come di prassi nei progetti energetici)
nell’anno “più difficile e rischioso” per effetto “avviamento”, alcuna quota di
capitale ed interessi;
- che la vita utile
d’impianto fosse confermata essere di almeno 20 anni;
- che il “coefficiente
di carico” dell’impianto fosse il 90% corrispondente a 7900 ore di
funzionamento annua a potenza nominale massima (e non 8000 ore come previsto
dal proponente, valore di per sé già estremamente alto);
- che il prezzo di
cessione energia alla rete potesse essere assunto pari a 280 €/MWh in regime
d’incentivo riconosciuto;
- che i costi di
sviluppo del Proponente fossero non superiori a 200 k€;
- che il costo di
realizzazione dell’impianto fossero al massimo 4,4 M€;
- che il costo del
combustibile potesse essere tenuto inferiore a 35 €/t in modo che i costi di
esercizio, manutenzione e guardiania - incluso combustibile – potessero non
superare i 750 k€/anno, mentre i costi generali di gestione ed amministrazione
potessero non superare il 10% di tale valore;
- che la valutazione
eseguita fosse ritenuta di tipo industriale e “non per fini finanziari o
istituzionali”; inoltre “a prezzi costanti” (senza considerare l’inflazione, né
sui costi, né sui ricavi), del tutto preliminare, semplificata e quindi approssimativa,
ma non per questo meno indicativa per gli scopi valutativi del Comune;
- che per semplicità, ma
anche perché l’assetto cogenerativo d’impianto non era stato al momento ancora
del tutto definito, si potessero omettere costi e ricavi della parte relativa
alla vendita di calore;
- che i costi si
potessero stimare al meglio – a giudizio del team di verifica - sulla base di
dati letteratura e dell’esperienza industriale del team stesso;
- che i risultati
fossero oggettivamente considerati sotto il profilo di una “simulazione” del
business plan della centrale prevista da 1 MWe nominale (0,88 MWe netti, perché
0,12 MWe impegnati dagli ausiliari di impianto).
7.2 Risultati della Simulazione_1 del Business Plan
Come si può osservare dal seguente
foglio DATI 1 di input/output e di calcolo (in EXCEL nel suo formato
originario) collegato al Business Plan Propriamente detto,
Foglio DATI 1
 |
| Simulazione 1 del Business Plan (senza tener conto della vendita di calore) |
- un Tasso Interno di
Rendimento (TIR) pari a 8,58%, superiore al 7% con cui viene remunerato il
capitale investito;
- una Valore Attuale Netto (VAN) pari a € 857.895, positivo seppure non
entusiasmante;
- un punto di pareggio collocato tra la fine dell’11° e l’inizio del 12° anno
di esercizio;
- un Rapporto di
Copertura del Servizio del Debito (DSCR) prossimo a 3 (come di solito accettato
da istituti finanziari).
Vale la pena far rilevare che:
- un valore più alto di
4,4 M€ per i costi di realizzazione dell’impianto, avrebbe fatto peggiorare
tutti gli indici di valutazione del progetto ed in particolare un valore di 5
M€ (come rappresentato al Sindaco da fonti proprie) e fermo restando ogni altro
parametro caratteristico del progetto, avrebbe reso negativo il VAN inficiando
la finanziabilità del progetto, nell’ipotesi concordemente assunta di
trascurare i ricavi per la vendita di calore;
- nell’ipotesi di una
compartecipazione come misura compensativa al progetto dell’1% sul profitto
lordo il Comune avrebbe introitato circa 4600 €/anno per l’intera vita del
progetto;
- nell’ipotesi di sottoscrizione di una Convenzione ventennale con il
proponente per la messa a disposizione dei terreni necessari direttamente da
parte del Comune, quest’ultimo avrebbe introitato ulteriori 18000 €/anno per
l’intera vita del progetto;
- la realizzazione, esercizio e manutenzione del progetto avrebbe potuto
richiedere un totale di 8-15 nuovi occupati stabilmente per l’intera vita del
progetto; ciò senza valutare la ricaduta indiretta/indotta;
- la possibilità di
accesso a forme incentivate di produzione e cessione dell’energia elettrica da
fonti rinnovabili a livello di 280 €/MWh è stata posta in forma dubitativa dal
team di verifica, specie nel caso in cui il CHP di progetto – per mancanza
delle serre e altri apparati di recupero calore – non fossero state
effettivamente disponibili;
 |
| Tabella 3 - Ipotesi per Fondo Decommissioning |
- tenendo conto dei costi di decommissioning, stimati pari al 15% del costo di realizzazione, si può rilevare dalla tabella precedente che con l’istituzione di un fondo fruttifero (pari a 1,5% di rendimento reale) si può accumulare durante la vita di impianto un fondo adeguato con il versamento al fondo di 30k€/anno, ossia una quota pari al 4% dei costi di esercizio; ossia dello stesso ordine di grandezza degli errori di stima di tale costo.
Assumendo, comunque, la validità della
“Simulazione_1” e confermando i pareri espressi nell’incontro sopracitato, il Comune
avrebbe potuto tentare di inserire (seppur con spirito transattivo) nella
Convenzione da sottoscrivere con il proponente, oltre a quanto già raccomandato
da parte del team in termini di “verifiche e controlli in corso di costruzione
ed esercizio” nella Analisi Tecnica Preliminare, anche:
- un canone annuo per concessione
ventennale sui terreni;
- una piccola compartecipazione agli
utili d’impresa;
- un obbligo di ristoro da parte del
proponente di ogni e qualsiasi situazione negativa che si fosse verificata in
loco per effetto dell’impianto (a titolo indicativo, ma non esaustivo:
interventi su viabilità e manti stradali, sistemi raccolta ed evacuazione acque
e/o rifiuti, sistemazione terreni/argini, etc.) ed in particolare per il
rispetto delle prescrizioni contenute nel parere della Regione. In carenza di
adempimento agli obblighi e prescrizioni il Comune sarebbe intervenuto con
“ordinanze di sospensione della costruzione o dell’esercizio” a seconda dei
casi.
7.2 Epilogo del Progetto
Intanto, con il trascorrere del tempo, l’installazione
delle serre e altri impianti per il recupero e la distribuzione del calore
generato dall’impianto (inclusa una ipotesi di fornitura calore al Comune
stesso) andava assumendo conformazione opzionale (nonostante il progetto fosse
nato come cogenerativo con CHP=80%); mentre il contenzioso tra il Comune e la
struttura contraente l’incarico di assistenza tecnica al RUP diventava più
acuto e problematico, sino a giungere ad una chiusura di fatto del contratto.
Il team di valutazione e verifica ha
potuto avere notizia degli esiti finali del progetto solo tardivamente per via
indiretta, ossia attraverso la stampa che ha dato notizia sul caso come
“archiviato”. Epilogo, sotto il
profilo burocratico-amministrativo, di una vicenda che aveva localmente innescato
polemiche a raffica sull'onda del timore montante (e forse “montato” per
questioni di parte) verso una centrale che si temeva avrebbe alterato la
qualità dell'aria del territorio ospitante, nonostante tutti i sistemi di
abbattimento previsti sull’impianto e la massima cura delle istituzioni in sede
di rilascio delle approvazioni e permessi per dare tutto il meglio alle
popolazioni coinvolte.
Pertanto, una ipotesi di “Simulazione 2”
del Business Plan, che tenesse conto pur in via ipotetica della vendita del
calore generato, seppure possibile immediatamente a quell’epoca, non fu mai
richiesta dal Comune né fornita ufficialmente da parte del team incaricato.
Essa avrebbe avuto senso allora e riprende senso in questo contesto di caso di
studio, anche per dare corpo alle “lessons
learned” che seguiranno e per consentire
valutazioni di difetti e anomalie che sembrano affliggere i nostri sistemi
imprenditoriale e istituzionale al tempo stesso, ma che sono forse alla fine
riconducibili ad una sindrome più profonda e più singolare il cui nome è NYMBY
(Not In My Back Yard = Non Nel Mio
Giardino) e che va diffondendosi già da tempo in “certe economie industriali
avanzate a capitalismo democratico”; termini su cui varrebbe la pena riflettere
a lungo tutti insieme.
In ogni caso – discutendo del metodo e
non del merito degli esiti finali di “abbandono” – l’impressione che se ne
riporta è che sembra trattarsi di una sindrome dove non è più la razionalità a
operare le scelte, ma le emozioni, le discussioni e i tafferugli che spesso
esse generano, a prescindere dagli strumenti (quali ad esempio. Conferenze di
Servizi) stabiliti al riguardo dal Legislatore per decidere su posizioni
controverse.
Da noi, la “stimolazione manipolativa”
di coloro che da questa sindrome sembrano affetti genera sovente opposizione di
piazza di ragguardevoli fette delle popolazioni locali interessate, senza che
si abbia la possibilità di “parlare di un progetto con dati alla mano” in un
clima di calma e civile confronto. Questo accade poiché già a quel punto di
confronto sono le emozioni a prevalere. Così, talvolta masse sparse si mobilitano
“a chiamata” sino ad avversare progetti in atto e costringere il sistema
decisionale del Paese alla rinuncia di progetti pianificati o alla chiusura di
quelli in corso. Abbiamo esempio quali i termovalorizzatori e le discariche
nelle grandi città, la TAV, il Deposito Nazionale dei Rifiuti Radioattivi e lo
stesso “nucleare” che ha richiesto un Referendum per stabilirne la moratoria,
nonché la gambizzazione di coloro che, nella certezza del diritto, avevano
creduto di poterla civilmente ridiscutere come previsto in moratoria stessa. I
casi di studio potrebbero essere tanti, per vedere come nel Paese sia la sfera
dei valori e soprattutto delle emozioni a determinare gli esiti negativi,
piuttosto che la razionalità di un business plan e di una analisi costi
benefici in sedi istituzionali aderente a storici modelli che la UNIDO ha appositamente
predisposto per i pianificatori istituzionali, soprattutto di paesi in via di
sviluppo. Noi, invece siamo un Paese a sviluppo industriale avanzato e a
capitalismo democratico, ed evidentemente è invalsa l’idea che non ne abbiamo
bisogno. Basta forse solo l’italico sentire? E non v’è risposta!
La pianificazione nazionale diviene così
sovrastruttura e conseguentemente la formazione di pianificatori e verificatori
istituzionali non necessaria.
E’ ben per questo che si giunge a
ipotizzare come la capacità di un
progetto di generare adeguati flussi di cassa per ripagare l’investimento
occorso e garantire al tempo stesso un ritorno - per finanziatori ed eventuali
soggetti giuridici (quale una società di scopo) per la realizzazione, esercizio
e manutenzione, dismissione a fine ciclo – sebbene costituisca una condizione
necessaria, nella pratica non si rivela una condizione sufficiente a portare il
progetto alla sua naturale condizione di avvio, gestione e conclusione del
ciclo produttivo per cui il progetto è nato.
A
ben guardare, le storie di successo o insuccesso dei diversi tipi di progetto
sembra, piuttosto, ragionevole congetturare che sia il sistema di valori entro
cui il progetto si contestualizza e si svolge a concorrere in maniera decisiva
nel determinarne gli esiti; dando qui alla nozione di valori il significato
ampio di norme, comportamenti, obiettivi e atteggiamenti condivisi che si
strutturano e rafforzano in tutto il corpo sociale di una società civile, in
contrapposizione ad una condizione di diffusa anomia, se non addirittura di
conflitto tra valori percepiti come opposti. Sono questi stessi motivi a fare
degli stadi (di calcio, ippodromi o cinodromi per alimentare corse e scommesse)
progetti prioritari rispetto alle intolleranti condizioni delle periferie
cittadine. Oppure, l’idea di una teleferica in centro città che diviene
preminenza rispetto all’estensione di servizio di metropolitana a quartieri
nati sotto la specifica promessa di tale progetto (come previsto in piano
regolatore approvato); quartieri che vengono lasciati poi nella carenza infrastrutturale
(che intasa l’accesso alle consolari e porta l’inquinamento in zone circostanti
il G.R.A, a livelli di guardia nelle ore di punta); carenza che a norma e buon senso avrebbe dovuto essere
colmata prima dell’urbanizzazione della zona e non a posteriori.[27]
7.3 Risultati della Simulazione_2 del Business Plan
 |
| Foglio DATI 2 |
Come si può osservare dal precedente
foglio DATI 2 di input/output e di calcolo (in EXCEL nel suo formato
originario) collegato al Business Plan Propriamente detto, in questo caso è stato
fatto ricorso all’aggiunta di un succinto bilancio termico nell’ipotesi di
recupero, distribuzione e vendita del calore ad un prezzo che – tenuto conto
del combustibile a basso costo, della sua provenienza, del calore da recupero
per fini cogenerativi e degli utilizzi previsti del calore stesso (autoconsumo,
usi agricoli per serre, fini industriali di opifici prossimali, eventuale
cessione allo stesso Comune per riscaldamento) - non poteva che essere a
livelli molto competitivi tenuto conto, per esempio, di un raffronto con pompe
di calore[28].
Infatti, al giorno d’oggi - come si può osservare dalla tabella sottostante –
un chilowattora termico (kWh(t)) prodotto da pompa di calore
elettrica si aggira intorno a costo di 0,04 €/kWh(t), mentre per la
“Simulazione 2” riferita al 2012 è stato introdotto un prezzo di 0,03 €/kWh(t).
Con un tale prezzo unitario di cessione
del calore e fermo restante ogni altro elemento per la parte d’impianto
destinata alla produzione di energia elettrica, l’intero progetto avrebbe
potuto beneficiare di un ulteriore introito pari a 160.704 €/anno che avrebbe
di gran lunga aumentato la fattibilità e remuneratività del progetto stesso,
non solo per i proponenti, ma anche per tutti gli altri partecipanti al progetto
a diverso titolo.
Infatti, la nuova simulazione del
business plan avrebbe assunto la configurazione che segue e sotto le ipotesi
tecniche ed economiche fatte sopra (presupponendo che esse potessero essere
mantenute in fase esecutiva) il progetto appariva, più che fattibile, molto
incoraggiante, poiché presentava indici economico-finanziari molto adeguati,
ovvero:
- un Tasso Interno di Rendimento (TIR)
pari a 11,22%, superiore al 7% con cui viene remunerato il capitale investito;
- una Valore Attuale Netto (VAN) pari a €
2.344.924, molto positivo;
- un punto di pareggio per il
ripagamento dell’investimento collocato tra 9° 10° anno di esercizio;
- un Rapporto di Copertura del Servizio
del Debito (DSCR) maggiore di 3 (uguale a 3,22 per l’esattezza) meno risicato e
più tranquillizzante per i finanziatori;
- un incremento della quota annuale
destinata al Comune, nell’ipotesi di una sua accennata partecipazione al
progetto dell’1%, in via compensativa.
In altre parole, il recupero e la
vendita di calore, anche se per metà soltanto ad entità propriamente terze –
essendo l’altra metà destinata ad autoconsumo o similari (ossia, non solo
società del Gruppo Proponente, ma per es. società anche del gruppo dei
finanziatori) - avrebbe fatto assumere al progetto la configurazione di
iniziativa commerciale molto attraente; insomma un’intrapresa a cui non si
dovrebbe solitamente porre ostacoli,
almeno in sede di finanziamento, ma godere di facilitazioni per la sua
realizzabilità. Prova ne siano le tabelle e i grafici di confronto, riportati
qui di seguito al business plan.
 |
| Simulazione 2 del Business Plan (tenendo conto della vendita di calore) |
La tabella che segue mette a confronto
in modo auto-evidente i più importanti parametri valutativi generati dalla
Simulazione 1 e Simulazione 2 del business
plan.
 |
| Tabella N°5 |
 |
| Fig. 3 - Ripagamento Investimento |
Terminati questi confronti delle due
simulazioni e visto l’epilogo del progetto a biomasse, sarebbe difficile
parlare di benefici per la sua mancata realizzazione; a meno che non si
vogliano considerare tra essi:
- Un carico di
inquinanti evitato per le diverse matrici pari a quanto previsto dalla
normativa vigente;
- Una sicurezza intatta
rispetto ai precedenti livelli, per evitati rischi (non definiti e/o
quantificati) di nuove iniziative;
- Un evitato consumo di
territorio comunale;
- L’evitato insediamento
di nuove iniziative industriali, rese così più difficili per un effetto di
tessuto industriale meno sviluppato[29];e così via dicendo
(evitata usura delle strade, acqua non consumata, etc.).
Diversa è la situazione se la
traguardiamo attraverso l’analisi dei costi conseguenti alla mancata
realizzazione del progetto:
- C’è una spesa concreta
del Comune per il contratto di consulenza, per non parlare del tempo impiegato
inutilmente dal RUP, dal Sindaco e dal Consiglio Comunale, dalla Regione, per
un argomento rivelatosi infine senza frutto;
- Analogo ragionamento
può essere fatto per le spese e tempi di progetto e procedimenti autorizzativi
da parte del Proponente;
-
La perdita per il Comune di una possibile compartecipazione (come
misura compensativa) al progetto dell’1% sul profitto lordo, stimata nel caso
peggiore circa 4600 €/anno e circa 6200 €/anno nel
caso migliore, per l’intera vita del progetto;
- La perdita per il
Comune di una possibile sottoscrizione di Convenzione ventennale con il Proponente
per la messa a disposizione dei terreni necessari direttamente da parte del Comune,
valutata 18000 €/anno per l’intera vita del progetto;
- Con la realizzazione,
esercizio e manutenzione del progetto il territorio avrebbe potuto beneficiare
di 8-15 nuovi occupati stabilmente per l’intera vita del progetto; ciò senza
valutare la ricaduta indiretta/indotta.
- I mancati introiti per
il Proponente e per la Pubblica Amministrazione in generale (quest’ultima per
effetti fiscali) sono stati valutati nelle Tabelle N°4 che seguono attraverso i
dati odierni che si ritrovano in bolletta[30], sulla base di
Simulazione 1, ma sarebbero molto più ampi se calcolati su Simulazione 2.
In definitiva, la mancata realizzazione
del progetto anziché una situazione di “guadagno” e quindi di creazione di “valore”
per tutti, ha configurato una situazione di “perdita” per tutti. Gli unici a
vincere sono stati, di fatto, coloro che con le loro emozioni hanno fatto
nascere un’opposizione al progetto di natura tale che di fronte a una
indisponibilità dei terreni – requisito previsto per la Conferenza dei Servizi
– il progetto è stato definitivamente “archiviato”.
Tabelle N°4
Si possono schematizzare come segue:
-
In sede istituzionale:
o
L’attribuzione di un valore ad attività di consulenza professionale
svincolata da un tariffario professionale, da una analisi delle risorse
impiegate e ore-uomo necessarie, senza una dettagliata elencazione delle
attività e servizi richiesti, di ciò che è incluso e ciò che è escluso, può
essere foriera di conflitto tra committente e consulente, divenire fuorviante e
riflettersi in maniera negativa su entrambi.
o
Non vale la pena ricorrere ad un consulente esterno e non seguire poi i
suoi suggerimenti specie quando si tratti di comunicazione per chiarimenti e
interlocuzione con i proponenti il progetto e suoi progettisti per la precipua
materia tecnica specialistica per cui si è fatto ricorso al consulente. Meglio
valutare, in questi casi, di ricorrere a personale interno, anche di altre
amministrazioni. In alternativa, se e nelle forme consentite dal diritto
amministrativo, porre gli oneri per il proprio percorso autorizzativo a carico
del Proponente.
o
Guardare con attenzione i contenuti di chiarimenti richiesti per farne
prescrizioni in sede autorizzativa, nonchè le proposte di business planning e
quelle di una partecipazione attiva al progetto, anche in termini compensativi
di oneri per il territorio.
o
Richiedere al Proponente uno strutturato documento di ricaduta del progetto
sul territorio e farne uno strumento dinamico per l’ottenimento di un “consenso
informato” da parte delle popolazioni coinvolte nel corso delle varie fasi del
progetto.
o
Considerare il Proponente come partner nel Progetto.
-
Per il Proponente:
o
Non sottoporre a processo autorizzativo un progetto cogenerativo e poi
trasformare, di fatto, questa caratteristica in maniera quasi-opzionale, tale che
ciò possa smentire i parametri fondamentali su cui il progetto cogenerativo è
impostato.
o
Ove l’impatto ambientale è alto, come prima misura antecedente l’impianto è
bene prevedere un base-line per il
rilievo del fondo esistente traguardando i maggiori inquinanti coinvolti; ove
possibile prevedere per essi una rete di rilevamento e renderne pubblici i
risultati in tempo reale fuori della recinzione del cantiere prima e dell’impianto
dopo.
o
Fornire una simulazione di business
plan lasciando piccoli spazi aperti al territorio per una modesta
partecipazione al progetto quale misura compensativa.
o
Prendere seriamente in considerazione i chiarimenti e rilievi emersi nel
percorso autorizzativo, traguardarli in maniera specialistica ed accogliere
specie quei rilievi che riguardano la sicurezza e l’ambiente.
o
Considerare il territorio di accoglienza come possibile partner del
Progetto.
Aldilà del titolo, si può parlare oggettivamente
di lezioni apprese lì dove esse siano riconosciute come tali e pertanto vengano
conservate in “memoria” con l’intento di farne uso per futuri comportamenti in
circostanze analoghe. Nella fattispecie, sebbene la speranza sia auspicabile e
doverosa, resta sempre legittima la riserva del dubbio.
Le conclusioni che sembra poter trarre
sono almeno le due seguenti e di diverso ordine:
(1) La sindrome NIMBY – causa della fine precoce di molti progetti – sembra
inscritta nel codice genetico della nostra specie, vista la naturale e reattiva
tendenza umana ad attaccare e combattere ogni cosa percepita come pericolo a
noi esterno. Su questa naturale predisposizione è fuor di dubbio che facciano
spesso leva coloro che per interesse di parte vogliono avversare un qualunque
progetto che abbia un impatto sociale. Spesso ciò avviene sfruttando
l’impreparazione, non solo tecnico-scientifica, delle persone e soprattutto
facendo leva sulle loro emozioni, spesso acritiche e incontrollabili.
A titolo di esempio si prendano le
seguenti parti sottolineate, di cui al punto 5. del presente documento:
La combustione della legna produce numerose sostanze inquinanti. Il 90% del fumo di legna è costituito da polveri
con dimensione media inferiore al milionesimo di metro (μm, micron). Queste
sono così minuscole da poter essere aerotrasportate anche per settimane e
penetrare negli alveoli polmonari, divenendo veicoli efficienti di gas tossici,
batteri e virus, con grave danno, perché passano direttamente nel flusso
sanguigno.
L’ONU stima che l’inquinamento indoor
uccida circa 2 milioni di persone all’anno.
Se “somministrate”[31] nel loro contesto queste
frasi suggeriscono, a persone sensate e preparate, la necessità di attenzione agli
aspetti ambientali (per es. deforestazione incontrollata) e nell’uso del legno;
in particolare indicano la necessità di impiegarlo a fini di progetti
cogenerativi obbligatoriamente in impianti a norma di legge e quindi dotati di
idonei sistemi di abbattimento polveri ed inquinanti.
Se, avulse dal loro originario contesto,
benché veritiere e magisteriali, vengono “somministrate” a persone impreparate
e facili alle emozioni, possono funzionare da innesco per avversare, ad
esempio, un progetto a biomasse del tipo qui preso a riferimento.
L’analisi costi benefici condotta in
modo rigoroso, onesto e trasparente per instaurare un colloquio con le
popolazioni del territorio di ricaduta del progetto possono costituire la base
per la formazione e ottenimento di un “consenso informato” al fine di
combattere i mali della transizione energetica e della prefigurata decrescita
in particolare.
(2) Il team di verifica e valutazione del progetto ha sempre posto un punto
interrogativo sulla possibilità che nel percorso autorizzativo precipuo per
l’ammissione all’incentivazione di un impianto nato per la cogenerazione
(elettricità + calore, sotto l’egida di un CHP=80%) avesse potuto trovare vita
facile come impianto per la generazione di sola elettricità (ancorché da fonte
rinnovabile) e recupero calore solamente all’occorrenza (per esempio, a
richiesta o a intermittenza, oppure in maniera stagionale).
Il regime di incentivazione di progetti per
la generazione di energia elettrica, nato con la Legge Bersani in circostanze
di liberalizzazione e privatizzazione del settore in Italia, ha prodotto gli
effetti sperati di incrementare la potenza installata di tecnologie per fonti
rinnovabili[32],
scatenando una “corsa all’incentivo” che ancora sembrava sostenibile all’epoca
in cui è stato proposto il progetto qui preso a riferimento. Si tratta di
incentivi di cui hanno largamente beneficiato le tecnologie eolica e
fotovoltaica (la cui ricaduta industriale, peraltro, è avvenuta essenzialmente
all’estero perché il nostro Paese non era ancora industrialmente pronto per
tali tecnologie). Lo si può constatare anche dalla Figura 11 dell’Estratto N°1
da PNIEC 2019 riportato nelle pagine iniziali di questo documento.
Il progetto a biomasse preso a
riferimento apparteneva a una serie che giustamente tentava di diversificare le
fonti dei progetti energetici di piccola taglia distribuiti sul territorio
nazionale e di convogliare anche su di questi i benefici dell’incentivazione. Infatti,
la fonte rinnovabile da biomasse per produrre energia elettrica e calore in
società industrialmente avanzate era e permane tuttora (alla stregua del
carbone di origine fossile) poco gradita e considerata, sebbene rinnovabile e
facilmente disponibile - presumibilmente per una errata valutazione degli
aspetti ambientali e contromisure richieste – ma potenzialmente importante nella
mitigazione degli effetti avversi di quell’operazione di “decrescita” che
qualcuno intravede all’orizzonte.
Purtroppo, a distanza di un lustro, il
regime di incentivazione ha subìto una forte regolamentazione e conseguenti
forti restrizioni, per cui è difficile valutare se i promotori del progetto a
biomasse, dopo aver installato e avviato l’impianto, sarebbero stati felici di
esercirlo sotto le nuove regolamentazioni e restrizioni conseguenti, che
avrebbero certamente ritoccato al ribasso la redditività del nuovo impianto.
Valutazioni al riguardo sono sempre possibili, in via ipotetica, attraverso gli
strumenti del business planning e analisi costi e benefici, il
cui “valore” si dimostra affetto da vincoli e limiti, non solo perché costi e
benefici hanno risvolti sociali sulla falsariga di quanto UNIDO ed UE insegnano,
ma perché non siamo in grado di prevedere la “Storia”, neppure quando si tratta
solamente di “Mercato”. E al riguardo sovviene alla mente quella “Mano
Invisibile” spesso dimenticata - di cui nella sua fede parlava Adam Smith -
unica capace di trarre il bene dall’umano agire.
La nostra giurisprudenza sembra
affermare il contrario[33], ma è molto diffusa la
convinzione che l’energia sia componente essenziale del diritto all’esistenza
della specie umana e delle civiltà che essa ha sviluppato. Di conseguenza,
questo diritto, se di diritto si tratta, in determinate circostanze, dovrebbe prevalere
sulle considerazioni ambientali alla stessa stregua del diritto al cibo[34]. La civiltà umana ha
perciò bisogno di un mix equilibrato di tutte le fonti sinora disponibili
(fossili, nucleari e rinnovabili) nessuna esclusa, in attesa che la ricerca
metta a disposizione altre possibili opzioni ambientalmente più sicure ed
innocue (per esempio: fusione nucleare, calda o fredda che sia, ma comunque da
studiare e sperimentare). Eventuali bocciature ideali, di principio o
addirittura ideologiche nei confronti di una qualsiasi delle fonti oggi esistenti
dovrebbero essere ridimensionate e circostanziate.
Si ripropone così quell’interrogativo
che forse è risultato poco comprensibile ad una prima lettura: in futuro sarà
la Forza a sostenere i progetti necessari all’umanità per garantire la
sopravvivenza o il potere economico dei Mercati? E proprio pensando a quella
“Mano Invisibile” si rafforza la convinzione che il bene individuale è
subordinato al bene comune, condiviso, pubblico; e il tempo (guaritore di ogni
male) è superiore allo spazio (sempre più affollato sulla Terra, sotto la
spinta di una pressione demografica ancora non gestita).
Resta in ogni caso dimostrata la congettura
che un business planning
soddisfacente è condizione necessaria, ma non sufficiente per il successo di un
progetto, mentre invece è il sistema di valori entro cui il progetto si
contestualizza e si svolge a concorrere in maniera decisiva nel determinarne
gli esiti.
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Pace – Una Riflessione Sull’energia Nel Contesto Attuale Dello Sviluppo Della
Tutela Dell’ambiente - Mons. Mario Toso – Libreria Editrice Vaticana.
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Monetary Analysis Directorate
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Preparation Of Industrial Feasibility Study – UNIDO - 199
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10. Federmanager - Una
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Decarbonizzazione E Lo Sviluppo Economico E Industriale Dell’italia – 2019
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12.Handbook On
Planning,Monitoring And Evaluating For Development Results - United Nations
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13. Human
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14. COMFAR III –
Reference Manual, Tech.Manual, etc. – 1997 - UNIDO
15. HM Treasury - The
Green Book Central Government Guidance On Appraisal And Evaluation - 2018
16. L. Pinson – J. Jinnett – Il Business
Plan – Franco Angeli Editore
17. A. Borrello – Il Business Plan - Dalla Valutazione
Dell’investimento Alla Misurazione Dell’attività Dell’impresa – Mc Graw Hill
18. P. De Sury – M.Miscali
– Project Finance – Egea
19. W. Ternau – Project
Financing – Franco Angeli
20. E. Turban – J.R. Meredith – Management –
Metodologie E Tecniche Operative – Gruppo Editoriale Jackson – 1990 – Master
21. P. L. Piccari/U. Santori - L’analisi
Finanziaria Degli Investimenti Industriali – Il Sole 24 Ore
22. Il Project Finance – Principi Guida Per
La Realizzazione Delle Opere Pubbliche – P. De Sury – M. Miscali – CARIPLO – EGEA
23. Estimo Generale – Con Applicazioni Di
Matematica Finanziaria – I. Michieli – 1982 – CALDERINI Editore.
24. Centrali Elettriche – Parte Prima –
Elementi Di Economia Sulla Produzione Di Energia Elettrica - C. Zanchi – Masson
Italia Editori – 1977
25. Controllo di gestione e reporting
aziendale – F. Novelli – M. Gussago – 1991 - IPSOA
26. R.L.Ackoff -_M.W.Sasieni - Fondamenti Di
Ricerca Operativa - Etas Libri
27. Zanetti – Le Decisioni Di Investimento –
il Mulino – 1997
28.
EEB - European Environmental Bureau – Decoupling –
Evidence and argument against green growrh as a sole strategy for
sustainability – Report July 2019
[1] Già:
Tecnico CNEN, Quadro Enel; Dirigente Sogin Spa, Amministratore Nucleco Spa;
Consulente CSEA, CP&P, PROTEX, NUCEM srl, Esperto per la Valutazione di
Progetti di Ricerca Sistema Elettrico ai sensi del DM 16 aprile 2018.
[3] Promosso
non solo in sede ecclesiale, ma anche laicale (vedasi ad es. in sede ONU)
[4] Laborem
Exercens (1981) - Caritas in Veritate (2009) – Evangelii Gaudium (2013) –
Laudato Si’ (2015)
[5] Dignitatis
Humanae: dichiarazione del Concilio Vaticano II sulla libertà religiosa
[7] Vedi seguenti link https://it.wikipedia.org/wiki/Teoria_della_Moneta_Moderna ; http://ssrn.com/abstract=1905625; www.moslereconomics.com; vedasi anche Bank of England - Quarterly Bulletin 2014 Q1 - Money creation in the modern
economy By Michael McLeay, Amar Radia and Ryland Thomas of the Bank’s Monetary
Analysis Directorate; una sintesi è disponibile su https://roccomorelli.blogspot.com/2017/11/un-breve-cenno-sulla-teoria-monetaria.html
[8] Moneta
inconvertibile dichiarata a corso legale.
[10] Evangelii
Gaudium: paragrafi (217-237)
[11]Contenuti
tratti da fonti indicate in http://roccomorelli.blogspot.com/2019/02/per-una-lettura-critica-del-pnec-piano.html
[13]
Le smart grid implicano accorgimenti
tecnico-impiantistici concettuali legati alla produzione diffusa sul territorio
che vedono innumerevoli utenti elettrici come “produttori-consumatori”
orientati all’autoproduzione e autoconsumo in tempo reale con immissione in
rete delle eccedenze o assorbimento dalla rete delle mancanze che si registrano
momento per moment.
[15] Punto
che individua il periodo di ripagamento effettivo del progetto (più che breakeven point può essere meglio
definito come punto che individua il pay-back
period)
[16] United Nations Industrial Development
Organization che insieme ai manuali utente per il COMFAR III fornisce anche
il Manual for the
preparation of Industrial Feasibility Study reperibile anche al
seguente link: https://owaisshafique.files.wordpress.com/2011/04/manual_for_the_preparation_of_industrial_feasibility_studies.pdf
(si suggerisce a chi ne fosse sprovvisto di scaricare il pdf)
[17]
Pubblicazione sempre più rara che può essere reperita ancora attraverso https://www.amazon.com/Guidelines-Project-Evaluation-United-Nations/dp/0119022591
[18]
Traduzione “Per la natura stessa del suo
lavoro un imprenditore commerciale può limitare i suoi pensieri a una gamma
piuttosto limitata di effetti, ma un pianificatore per conto del paese deve,
per necessità, avere una visione più ampia. Questo punto è abbastanza semplice
ma viene spesso trascurato quando si contrappongono le decisioni chiare, rapide
e nette degli imprenditori con gli esercizi piuttosto lenti e ingombranti delle
valutazioni dei progetti pubblici”.
[19] Costi
esterni al progetto dell’impatto ambientale che esso produce e che non vengono
pagati da colui che svolge l’attività industriale, contrariamente al principio
“the polluter pays” internazionalmente riconosciuto.
[21] UN – 1972 – a cura di Partha
Dasgupta e Amartya Sen (London School of Economics), Sthephen Marglin (Harvard
University). Serie N. E.72.II.B.11 – ID/SER.H/2 – Inoltre vedasi anche: Guide
To Practical Project Appraisal – Social Benefit/Cost Analysis In Developing
Countries - UNIDO -1986
[22]
Traduzione: “Formalmente, il calcolo della redditività economica nazionale
sostituisce semplicemente i ricavi monetari e i costi monetari con benefici
sociali e costi sociali, e il tasso di sconto utilizzato per aggregare rendimenti
e spese in tempi diversi diventa un tasso sociale di sconto piuttosto che un
tasso privato di sconto. Ma i benefici e i costi sociali differiscono
sostanzialmente dalle entrate e dai costi monetari. E il tasso di sconto
sociale appropriato per il calcolo della redditività economica nazionale sarà
uguale al tasso di sconto privato appropriato per i calcoli della redditività
commerciale solo per caso una volta abbandonati i presupposti di una
concorrenza perfetta che caratterizzano praticamente tutta l'economia del
benessere”.
[23] Questo
paragrafo è un estratto dei contenuti del volume ENERGIA
GIUSTIZIA E PACE – Una riflessione sull’energia nel contesto attuale dello
sviluppo della tutela dell’ambiente - Mons. Mario Toso – Libreria Editrice
Vaticana. Ci si augura che Mons. Toso approvi l’uso che qui viene fatto dei
suoi scritti.
[24] Il contenzioso
sembrava ruotare sul fatto che rispetto ad una valutazione iniziale di qualche
migliaio di Euro erano state richieste nell’ambito dello stesso importo
iniziale attività addizionali di perizia, inizialmente non definite, per un
progetto di valore realizzativo stimato
pari a 4,5 MEuro.
[25]
Elemento che in sede istituzionale ha portato prima a procrastinare e poi
all’annullamento della Conferenza dei Servizi pubblicamente indetta e prevista
nel percorso procedurale per autorizzare il progetto.
[26] Trattamento
Acque Reflue
[27] Vedasi
ad esempio l’estensione della Metro B a Roma (Torraccia-Casalmonastero) e
l’annullamento del relativo progetto da 500 M€; peraltro avvenuto dopo aver
aggiudicato una gara di fatto assegnata al Consorzio Vianini-Salini- Ansaldo. Progetto
nato da alchimie finanziarie-concessorie fallito dopo 20 anni di attesa da
parte di popolosi quartieri.
[28]
Installabili alternativamente in batteria per aumentare l’affidabilità.
[29] Sarebbe
un po’ come ragionare a rovescio e dire ad un bambino – ispirandosi a un
principio di prudenza - di non “giocare” per non correre rischi ed esporsi ai
pericoli, ragion per cui è meglio che non abbia il suo territorio, ovvero la
sua stanza.
[31] Termine
tipico degli studi sulla comunicazione di massa e i suoi effetti, che è ben utilizzabile quando si tratti di una audience assembleare e popolare cui è
demandata una decisone..
[32] Ma non
certo quelli di abbassare il costo dell’energia in Italia che è stato uno dei
“mantra” con cui è stata accompagnata la liberalizzazione e privatizzazione del
settore elettrico italiano.
[33] Vedasi
riferimenti al seguente link http://roccomorelli.blogspot.com/2017/09/una-sentenza-storica-da-ricordare.html
[34] Vedasi
5.2 del presente documento.
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