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Businessplan
Titolo : [title]
Nome, cognome, indirizzo e
telefono dell’agricoltore
: [farmer]
Nome dell’esperto : [Deliverable #]
Data del businessplan : [date]
Eleborato da DEIAFA, 20/08/2015
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1 MOTIVAZIONI DELL’INVESTIMENTO
1.1 Motivazioni generali
Negli ultimi anni l’interesse della produzione di energia rinnovabile attraverso la
digestione anaerobica da deiezioni zootecniche è cresciuto molto nella regione
italiana del <#Region(BIOGAS)#>, questo è dovuto soprattutto agli incentive
nazionali associate a questo tipo di produzione.
<indicare qui le ragioni per investire nella propria regione>
1.2 Motivazioni dell’agricoltore
L’azienda <#Name location/company(BIOGAS)#> è interessata ad investire nella
digestione anaerobica per valorizzare le proprie deiezioni zootecniche e biomassa di
scarto grazie all’impianto di digestione anaerobica. Il digestato dopo un periodo di
stoccaggio sarà poi distribuito sui terreni aziendali chiudendo il cerchio e
valorizzandolo come fertilizzante.
<indicare qui le ragioni per investire dell’agricoltore>
2 ASPETTI NON TECNICI
2.1 Informazioni generali dell’azienda
2.1.1 Stato legale dell’azienda
L’azienda <#Name location/company(BIOGAS)#>, P IVA <incidare qui il numero di
partita IVA> ha sede legale in <#City(BIOGAS)#>.
I soci dell’attività sono:
− <indicare qui l’amministratore unico>, amministratore unico.
− <indicare qui eventuali soci>, socio.
3
− <indicare qui eventuali soci >, socio.
2.1.2 Sistema aziendale
<indicare qui un’introduzione sulle produzioni aziendali>.
La SAU in conduzione aziendale risulta di circa <indicare qui il numero di ettari [ha]>.
L’azienda <#Name location/company(BIOGAS)#> produce le seguenti deiezioni
zootecniche per alimentare il digestore anaerobico:
L’allevamento conta un totale di:
<#Cattle_no_1(BIOGAS)#> di <#Cattle_type_1(BIOGAS)#>
<#Cattle_no_2(BIOGAS)#> di <#Cattle_type_2(BIOGAS)#>
<#Cattle_no_3(BIOGAS)#> di <#Cattle_type_3(BIOGAS)#>
<#Cattle_no_4(BIOGAS)#> di <#Cattle_type_4(BIOGAS)#>
<#Cattle_no_5(BIOGAS)#> di <#Cattle_type_5(BIOGAS)#>
<#Cattle_no_6(BIOGAS)#> di <#Cattle_type_6(BIOGAS)#>
Per aumentare la capacità dell’impianto l’azienda potrebbe acquistare le seguenti
biomasse:
<#Cattle_supply_1(BIOGAS)#> di letame da <inserire qui il tipo di bestiame> al
prezzo di <#Cattle_supply_costs_1(BIOGAS)#>
<#Cattle_supply_2(BIOGAS)#> di letame da <inserire qui il tipo di bestiame> al
prezzo di <#Cattle_supply_costs_2(BIOGAS)#>
<#Cattle_supply_3(BIOGAS)#> di letame da <inserire qui il tipo di bestiame> al
prezzo di <#Cattle_supply_costs_3(BIOGAS)#>
Infine sono a disposizione i seguenti cosubstrati:
<#Cosub_supply_1(BIOGAS)#> di <#Cosub_type_1(BIOGAS)#> ad un prezzo di
<#Cosub_costs_1(BIOGAS)#>
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<#Cosub_supply_2(BIOGAS)#> di <#Cosub_type_2(BIOGAS)#> ad un prezzo di
<#Cosub_costs_2(BIOGAS)#>
<#Cosub_supply_3(BIOGAS)#> di <#Cosub_type_3(BIOGAS)#> ad un prezzo di
<#Cosub_costs_3(BIOGAS)#>
<#Cosub_supply_4(BIOGAS)#> di <#Cosub_type_4(BIOGAS)#> ad un prezzo di
<#Cosub_costs_4(BIOGAS)#>
<#Cosub_supply_5(BIOGAS)#> di <#Cosub_type_5(BIOGAS)#> ad un prezzo di
<#Cosub_costs_5(BIOGAS)#>
Nel totale, <#Manure_input_total(BIOGAS)#> di deiezioni e
<#Cosub_supply_total(BIOGAS)#> di cosubstrati possono essere utilizzati per
alimentare l’impianto di digestione anaerobica.
2.1.3 Posizione
Il progetto prevede la realizzazione un impianto di digestione anaerobica e recupero
biogas, completo di tutte le strutture necessarie per lo stoccaggio e il trattamento
delle materie prime e dei prodotti in uscita. Le opere in progetto saranno realizzate
all’interno dell’azienda, nel Comune di <#City(BIOGAS)#>.
L’area oggetto di intervento non risulta gravata da vincoli di natura ambientale o
idrogeologica. Essa è esterna ad aree protette, a SIC, ZPS, SIR e non è interessata
da vincoli ex D.Lgs. 42/2004. L’area è inoltre esterna a zone di vincolo idraulico,
geologico o paesaggistico.
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3 ANALISI DI MERCATO ED ASPETTI SOCIALI
3.1 Analisi di mercato
L’azienda non si pone in una situazione di concorrenza avendo a disposizione tutta
la biomassa necessaria all’alimentazione e funzionamento dell’impianto, e per
quanto riguarda il prodotto in uscita non viene prevista una vendita ma lo
spandimento sui terreni dell’azienda stessa, anche per realizzarne una convenienza
economica in termini di minor acquisto di concimi minerali.
3.2 Subsidies
Per completare il business plan è necessario specificare i sussidi disponibili per la
produzione di bioenergie dell’impianto. Tali sussidi cambiano da nazione a nazione.
Gli aiuti sono generalmente disponibili come sussidi per: 1) Produzione di energia
(€/kWhe, €/kWht), e 2) Costruzione dell’impianto.
Attualmente le tariffe di incentivo per la produzione di energia elettrica variano in
base alla tagliapotenza nominale dell’impianto. I sussidi variano in base alla nazione
con il risultato di avere diverse tariffe in base alla nazione. La tariffa incentivante per
questo tipo d’impianto, ovvero <indicare qui il tipi di sistema di valorizzazione del
biogas scelto> è di <indicare qui la tariffa incentivante per questo business plan>
[€/kWh].
3.3 Social and ecological aspects
L’area circostante l’impianto non presenta abitazioni isolate ed è distante da centri
abitati di medie e grandi dimensioni.
Relativamente alle emissioni odorigene, di grande importanza nel rapporto con le
abitazioni circostanti, è bene sottolineare come gli impianti a biogas abbiano il
grande pregio ambientale di abbattere gran parte delle emissioni durante il processo
di digestione, raccogliendo il gas che si genera con la liberazione della parte volatile
dei solidi contenuti nelle matrici digerite, si ritiene utile mantenere sotto controllo
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l’impatto di eventuali emissioni di odori. La problematica odorigena può originarsi
principalmente durante le fasi di stoccaggio e di spandimento. In ogni caso il
digestato residuo risulta stabilizzato e produce un impatto odorigeno
significativamente minore rispetto ai reflui zootecnici
In sostanza l’impianto consente di raggiungere un bilancio ambientale positivo.
4 ASPETTI TECNICI E DIMENSIONAMENTO
4.1 Descrizione tecnica dell'impianto bioenergetico (da adattare per le alter
opzioni)
L’impianto consisterà nelle seguenti strutture:
4.2 Strutture di stoccaggio dei materiali liquidi in ingresso
La vasca V0 avrà un volume di <indicare qui il volume della vasca> [m3], e verrà
utilizzata per il carico di matrici liquide nel sistema di digestione; vi verranno inoltre
immessi i colaticci raccolti dalle trincee.
La vasca V1 avrà un volume di <indicare qui il volume della vasca> [m3], e verrà
utilizzata per il carico di <indicare qui il tipo di matrice>.
La capacità di stoccaggio totale sarà di <#Storage_prestorage_capacity(BIOGAS)#>,
per un periodo di <#Storage_prestorage_period(BIOGAS)#>.
4.3 Strutture di stoccaggio dei materiali solidi in ingresso
La struttura per lo stoccaggio della biomassa solida consisterà in <indicare qui il
numero di trincee> trincee per una capacità totale di <indicare qui la capacità delle
trincee>[t].
<Esse sono già presenti, quindi non servono investimenti aggiuntivi.>/<Esse non
sono presenti, quindi devono essere costruite>.
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4.4 Digestore
Il sistema di digestione sarà organizzato in <indicare qui il numero di digestori> di
forma <indicare qui la tipologia di digestore> per un volume totale di
<#Digester_volume(BIOGAS)#>. La vasca sarà realizzata in calcestruzzo gettato in
opera e sarà dotata di copertura con cupola, isolamento termico, impermeabilizzazione
ad acqua e gas e resistenza agli agenti chimico fisici.
4.5 Unità di purificazione del gas
L’unità di purificazione del gas consisterà in <indicare qui il tipo di sistema di
purificazione del gas>.
4.6 CHP plant
Il biogas sarà inviato all’impianto di cogenerazione, che consiste in <indicare qui il
numero di motori> motori endotermici con combustione interna; la potenza nominale
del motore, considerando una efficienza elettrica del 37% e del 48% per il calore
sarà di <#CHP_e_capacity(BIOGAS)#> e <#CHP_th_capacity(BIOGAS)#>.
L’impianto di cogenerazione sarà dotato di un quadro generale di comando e
controllo e di tutte le apparecchiature elettriche ed idrauliche necessarie al
funzionamento.
4.7 Trattamento del digestato
Il digestato proveniente dal digestore tramite <#Manure_System#> viene separato in
frazione solida e liquida. Più avanti i due flussi possono essere ulteriormente
processati andando a costituire ad esempio fertilizzanti o sostituti del compost.
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4.8 Strutture di stoccaggio dei materiali in uscita
4.8.1 Frazione solida del digestato
La frazione solida del digestato in uscita dal separatore meccanico verrà stoccata in
apposita platea ed avrà un volume di <#Separator_solid_volume(BIOGAS)#>.
4.8.2 Frazione liquida
La frazione liquida del digestato in uscita dal separatore meccanico verrà stoccata in una
vasca di capacità complessiva di circa <#Separator_liquid_volume(BIOGAS)#>.
4.8.3 Torcia
L’impianto sarà dotato di torcia di sicurezza della portata di
<#Flare_capacity(BIOGAS)#> destinata ad entrare in funzione prima che si giunga al
punto di scarico automatico del biogas. Tale torcia avrà la funzione di bruciare il gas
e di evitarne l’immissione in atmosfera in caso di prolungato mancato funzionamento
del modulo di cogenerazione. La sua attivazione avverrà automaticamente in caso di
mancata cogenerazione.
4.9 Output dell’impianto <inserire lo scenario scelto>
4.9.1 Biogas
L’impianto produrrà <#Biogas_prod(BIOGAS)#> di biogas. <inserire qui se il biogas è
bruciato in un impianto nelle vicinanze>.
4.9.1 Calore
Il biogas prodotto sarà usato per produrre energia termica <in azienda>/<in luoghi
vicini>. Il calore utilizzato sarà di <#Heat_prod(BIOGAS)#>.
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4.9.2 CHP
L’impianto produrrà <#CHP_electricity_prod(BIOGAS)#> di energia elettrica e
<#CHP_heat_prod(BIOGAS)#> di energia termica, con una potenza nominale di
<#CHP_electricity_prod(BIOGAS)#> e <#CHP_th_capacity(BIOGAS)#>. L’elettricità
sarà <venduta>/<usata in azienda>. Il calore sarà <venduto> all’utilizzatore finale
locato a <#Distance_to_user(BIOGAS)#> dall’impianto di digestione
anaerobica/<usato in azienda>.
4.9.3 Biometano
Il biometano che potrà essere prodotto è <#Biomethane_prod(BIOGAS)#> al livello
di purificazione richiesto. Per venderlo una rete di <#Gasgrid_distance(BIOGAS)#>
deve essere costruita.
5 LOGISTICA DEI SUBSTRATI, COSUBSTRATI E DIGESTATO
L’impianto di digestione anaerobica verrà quotidianamente alimentato con una
miscela di circa <#Manure_input_total(BIOGAS)#> di deiezioni e
<#Cosub_supply_total(BIOGAS)#> di cosubstrati.
Annualmente la massa in uscita dal digestore sarà di circa
<#Digestate_output_volume(BIOGAS)#>, uguale a
<#Digestate_nitrogen(BIOGAS)#> di azoto da distribuire. Dopo aver stoccato il
digestato, esso sarà distribuito nei campi aziendali. <#Digestate_area(BIOGAS)#>
saranno richiesti per distribuire il digestato. L’agricoltore <ha abbastanza terra per
farlo>/<dovrà distribuire il digestato su terreni di aziende vicine ed ha un accord per
farlo>.
6 DOMANDA DI MANODOPERA
Il funzionamento previsto per il gruppo di cogenerazione è di <indicare qui le ore
previste> [hours per year] massime, e circa <indicare qui le ore di manutenzione
attese> [hours per year] saranno utilizzate per la manutenzione dell’impianto. A
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queste vanno ad aggiungersi le ore impiegate per le attività manuali di gestione
(raccolta delle biomasse, carico dei digestori, ecc) e quelle per le attività
amministrativo-burocratiche. Nel complesso vengono dunque impiegate circa
<#Manpower(BIOGAS)#> per il completo funzionamento dell’impianto. Il
responsabile di tutto il procedimento è il rappresentante legale della società agricola.
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7 SWOT ANALISI
7.1 Forza
Periodo di ritorno economico breve
Nuova fonte di reddito
Ri-utilizzo del digestato, abbassamento delle spese per fertilizzanti minerali
Auto-approvvigionamento.
7.2 Debolezze
Alto costo d’investimento
Richiesto training per la gestione del digestore.
7.3 Opportunità
Sussidi disponibili
Società
7.4 Minacce
Impatto negativo sui profitti se il costo dei materiali in entrata aumenta.
In base alla SWOT analisi, è possibile assumere che l’impianto presenta una serie di
elementi positivi, sia dal punto di vista pratico che da quello economico, sufficienti ad
iniziare la costruzione dell’impianto.
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8 FATTIBILITÀ ECONOMICA
Il profitto annuale derivante dall’impianto a biogas sarà di:
Scenario biogas: <#Yearly profit(BIOGAS)#>
Scenario calore: <#Yearly profit(HEAT)#>
Scenario CHP: <#Yearly profit(CHP)#>
Scenario biometano: <#Yearly profit(BIOMETHANE)#>
Il period di ritorno economico dell’investimento sarà di:
Scenario biogas: <#Simple payback time excl interest(BIOGAS)#>
Scenario calore: <#Simple payback time excl interest(HEAT)#>
Scenario CHP: <#Simple payback time excl interest(CHP)#>
Scenario biometano: <#Simple payback time excl interest(BIOMETHANE)#>
8.1 Costi d’investimento (solo l’opzione scelta sarà mostrata qui) (numeri
forniti come esempio)
Investimenti Biogas Calore CHP Biometano
Trattamento
dei reflui
Digestore 94,000 94,000 94,000 94,000 94,000
Stoccaggio 73,000 73,000 73,000 73,000 73,000
CHP 0 0 88,000 0 88,000
Caldaia 2,000 5,000 0 0 0
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Caldaia all’utilizzatore
finale 5,000 0 0 0 0
Installazione
purificazione biogas 0 0 0 311,000 0
Rete gas 24,000 0 0 0 0
Rete calore 0 0 0 0 0
Connessione alla rete 0 0 0 28,000 0
Separatore 0 0 0 0 0
Struvite 0 0 0 0 0
Stoccaggio Struvite 0 0 0 0 0
Stripper 0 0 0 0 0
Stoccaggio azoto 0 0 0 0 0
UFRO 0 0 0 0 0
Essiccatore 0 0 0 0 0
Torcia 42,000 42,000 42,000 42,000 42,000
Pastorizzatore 0 0 0 0 0
Totale strumentazione 240,000 215,000 297,000 548,000 297,000
Terra 0 0 0 0 0
Lavori civili 0 0 0 0 0
Permessi 26,000 26,000 27,000 30,000 27,000
Assicurazione 24,000 21,000 30,000 55,000 30,000
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Costi inizio lavori 0 0 0 0 0
Investimento totale 291,000 262,000 354,000 632,000 354,000
Sussidi 0 0 0 0 0
Contributo proprio 291,000 262,000 354,000 632,000 354,000
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8.2 Benefici per anno (solo l’opzione scelta sarà mostrata qui) (numeri
forniti come esempio)
Biogas Calore CHP Biometano Trattamento dei reflui
Evitato acquisto di combustibili fossili 59,700 40,000 17,600 0 17,600
Vendita di energia 0 0 21,500 0 21,500
Evitato acquisto di energia 0 0 0 0 0
Vendita di biometano 0 0 0 46,000 0
Evitato trasporto di reflui zootecnici 0 0 0 0 0
Evitato acquisto di fertilizzanti 0 0 0 0 0
Vendita di fertilizzanti 0 0 0 0 0
VVO's 0 0 0 0 0
Sfruttamento sussidi 43,900 29,400 16,400 120,600 16,400
Benefici totali 103,700 69,400 55,400 166,600 55,400
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8.3 Costi per anno (solo l’opzione scelta sarà mostrata qui) (numeri forniti
come esempio)
Biogas Calore CHP Biometano Trattamento dei reflui
Acquisto energia 1,800 1,600 0 4,200 0
Acquisto cippato 4,700 0 0 5,300 0
Carbone attivo 0 0 0 0 0
Acquisto biomassa 0 0 0 0 0
Export of digestate 0 0 0 0 0
Additional costs 0 0 0 0 0
Personale 2,300 2,300 2,300 2,300 0
Manutenzione 10,200 4,200 8,900 18,700 5,400
Insurance 1,200 1,000 1,400 2,500 1,400
Total costs 20,100 9,200 12,600 33,000 6,800
Annuity 10,500 9,400 12,700 22,700 12,700
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8.4 Riassunto dei profitti (solo l’opzione scelta sarà mostrata qui) (numeri
forniti come esempio)
Investment Subsidy 0 0 0 0 0
Own contribution 291,000 262,000 354,000 632,000 354,000
Write-off/depreciation 24,200 21,800 29,500 52,700 29,500
Yearly profit 83,600 60,200 42,800 133,600 48,600
Simple payback time excl
interest 3 4 8 5 7
Net present value 409,800 242,600 4,600 487,900 53,500
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9 ADDITIONAL EXPLANATIONS BY THE BIOENERGY FARM EXPERT
(PLEASE DO NOT TRANSLATE THIS CHAPTER!)
Notice:
This is NOT PART of the farmer’s business plan, but demanded for
reporting to EU and has to be filled in by the expert in English.
Please fill in all the blanks using notes, short sentences, etc.
Project Overview
Bioenergy project title
in English:
XXXXXXXXXX
Location and country:
ITALY
XXXXXXXXXX
Motivation for project
initiation
(Mark one or more with
an X):
Financial Non-Financial
X Available subsidies
X Additional source of income
Option of a shared capital
investment
X Availability of manure/biomass
producing electricity and heat with a
CHP installation
gas upgrading for gas grid feed-in
producing heat in a biogas boiler
upgrading of the manure to
(improved) fertilizers
X Contribute to environmental or
climate protection
Others:_________________
General technical concept
19
Electric capacity (kWel) Thermal capacity (kWth)
≤ 50 51-100 101-300 ≥ 301 ≤ 50 51-100 101-300 ≥ 301
X X
Type and amount of
energy per year and
share of sold heat in
percentage:
Heat
Electricity
Biomethane production
Others______________
__xxx GJth/yr ___ % (Share of sold heat)
_xxx kWhel/yr 100 % (Share of sold el.)
_xxx m³/yr ____ % (Share of sold gas)
_____________________________________
Substrates Mass
Manure_input_total:
__xxx (ton/yr)
Cosub_supply_total:
___xxx (ton/yr)
Overview of cost data
Currency conversion (if relevant): _____ _____€
Planned total investment
costs for the project:
X Biogas Heat CHP
Biomethane Manure treatment
xxx €
Estimation of the benefits per
year:
X Biogas Heat CHP
Biomethane Manure treatment
xxx €/a
20
Costs per year Expenditures
Cost for Biomass input:
Cost for energy and heat consumption:
Cost for maintenance:
Other costs (insurance, ect.):
0 €/yr
xxx €/yr
xxx €/yr
xxxx €/yr
Supporting role of the BioEnergy Farm expert
First contact with farmer [YYYY MM DD]: XX/XX/XXX
Last contact with farmer [YYYY MM DD]: XX/XX/XXX
Estimation of the working hours spent on supporting (total
amount):
_XX___hours
Short description of the support
given by the expert
(1 or 2 short sentences!):
1. optimize the use of the biomass
produced in the farm to minimize
costs and focuses on the farm's
autonomy
Reasons for the farmer to invest
(1 or 2 arguments, only if the
project is going to be realized):
1. National subsidy attractive for the farm
2. Reuse of animal waste and lower
environmental emissions
21
Reasons for the farmer not to
invest
(1 or 2 arguments, only if the
project is not going to be
realized):
1.
2.
Comments (using notes or short sentences, etc. - only if relevant):
