Conferenza Enermanagement 2021 - Progetto M-Benefits - Sito upstream di Fano Ing. Domenico D'acierno - Ing. Marco Ferrari - Federazione ...
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Conferenza Enermanagement 2021 Progetto M-Benefits – Sito upstream di Fano Ing. Domenico D’acierno - Ing. Marco Ferrari
Indice
1. Progetto M-Benefits in Eni
2. Attività di progetto e modello di Business
3. Caso studio su centrale di Fano
4. Risultati finali e conclusioni
2
Progetto M-Benefits in Eni
Eni è una società integrata dell’energia impegnata nella transizione energetica con azioni concrete per raggiungere la
totale decarbonizzazione di prodotti e processi entro il 2050.
Le attività spaziano dallo sviluppo di nuove soluzioni energetiche alla più tradizionale esplorazione e produzione di
idrocarburi, alla raffinazione e commercializzazione di prodotti petroliferi e biocarburanti, dalla generazione e
commercializzazione di energia elettrica alla produzione di energia rinnovabile, dallo sviluppo di prodotti chimici e
prodotti bio alle attività ambientali.
La decarbonizzazione è parte integrante della strategia di Eni. Infatti Eni ha deciso di accelerare il proprio percorso di
trasformazione, annunciando nel 2021 la nuova strategia per rilanciare gli obiettivi operativi nel breve, medio e lungo
termine che delineano il percorso evolutivo e integrato dei singoli business e che porteranno Eni alla neutralità
carbonica nel 2050.
Road to 2050
2025 2030 2050
M-Benefits – Eni Experience
Nel 2020, Eni ha confermato e sviluppato con la collaborazione
del FIRE, 2 case study per testare la metodologia Multiple-
Benefits all’interno del programma Horizon
I Progetti, sono stati selezionati a seguito di diagnosi energetiche che
sono state eseguite durante la campagna del 2019, in ottemperanza al
decreto legislative 102/14.
• DICS – Fano
Elettrificazione della stazione di compressione;
• DIME – Val D’Agri
Installation di un air cooler ad alta efficienza sul Sistema di
rigenerazione ammine.
Attività principali del progetto M-Benefits
Funzione aziendali coinvolte nell’analisi Principali step
L’interazione con le altre funzioni aziendali è stata fondamentale per effettuare
Training
le valutazioni, essendo questi gli owner dei dati. Di seguito la lista estesa delle Ottobre 2019 Case Study Selection
funzioni coinvolte, già citate nelle tabelle precedenti: Novembre 2019
KOM and Energy Analysis
Company Business Analysis
Febbraio 2020
Headquarter Upstream Italia/Distretto Centro- Maggio 2020
• Operation – Sviluppo Settentrionale (DICS) Strategic Analysis
Giugno-Settembre 2020 Financial Analysis
• Efficienza Energetica • Operation- Produzione & Manutenzione Ottobre 2020
• Facilities Technical Authority • Ingegneria di distretto
• HSE (Sicurezza ed ambiente) • HSE ambiente
M-Benefits Case Study Results Presentation
• PIAC (Pianificazione e • HSE sicurezza
Dicembre 2020
Controllo)
5
Business model canvas per business upstream Eni
Modello decisionale aziendale
Caratteristiche principali del business model aziendale
Opportunità e barriere agli interventi di efficienza energetica
Fondamentale il coinvolgimento del top management sia per il commitment che per l’analisi e valutazione delle proposte
di valore
proposta di valore partner, attività e risorse necessarie per produrre la proposta di valore
M-Benefits: analisi strategica caso studio Fano (DICS)
Proposta di valore-Costi-Analisi del Rischio
Permette di individuare i possibili effetti del vantaggio competitivo
I diversi scenari presentano dei benefici e dei rischi per lo più analoghi, ma che variano di intensità. Di seguito un’analisi, a livello globale e
qualitativo, della proposta di valore degli interventi e del loro impatto sui costi e sui rischi.
Minimizzare emissioni GHG
Supporto nella strategia e visione della
società
Continuità della produzione
Riduzione rischio infortuni
Rischio dell’incremento prezzo energia
Rischio di interruzione
Riduzione costi manutentivi
dell’approvvigionamento
Riduzione costi HSE/riduzioni costi ETSCaso studio su Centrale di Fano - Scenari
Il dipartimento di ingegneria di sito (PROD/CS) aveva già valutate diverse opzioni di
revamping della centrale. Tutte queste ipotesi di intervento però non risultavano avere
economics sufficientemente attraenti per l’approvazione.
Ipotesi di Intervento
Scenario A
Scenario B
Scenario C
Scenario D
Scenario E
L’interazione con le altre funzioni aziendali (sito e distretto) è stata fondamentale per
effettuare le valutazioni, essendo queste gli owner dei dati.
8Benefici multipli individuati - Quantitativi
Benefici energetici stimati dal team di progetto
CONSUMI ENERGETICI PRE e POST-INTERVENTO (Sistema di compressione gas – Scenario A):
CONSUMI ENERGETICI PRE-INTERVENTO POST-INTERVENTO SAVINGs
ENERGIA ELETTRICA ≈ 0 TEP/anno 9600 TEP/anno ≈1.700 k€/a (anno 1A)
≈21700 TEP/a (anno 1A)
GAS 31300 TEP/anno 0 TEP/anno ≈52000 tonCO2eq/a (anno 1A)
Benefici non energetici quantificati dal team di progetto
NEBs Indicatori Individuati Range di valori stimato
Riduzione costi manutentivi Costi Manutentivi/anno Riduzione che può arrivare fino a circa
3.000 k€ annui
Maggiore affidabilità della produzione, Giorni mancata produzione per fermi Riduzione che può arrivare sino a 2.600
minori downtimes manutentivi programmati/anno k€ annui
Ridotte emissioni di GHG Costi CO2 Emessa/anno Riduzione sino a 1.975 k€ annui
Costi A.I.A. evitati – snellimento Numero di monitoraggio/anno Riduzione sino a 82 k€ annui
procedure HSE
Ottenimento dei TEE Risparmio di energia (tep)/anno Gli introiti possono arrivare sino a
6.400 k€ annui per 5 anni
9Benefici multipli individuati - Qualitativi
Benefici non energetici qualitativi identificati dal team allargato
Le voci nella tabella seguente sono state validate a livello qualitativo, ma non è stato possibile trovare un indicatore per effettuare una loro
quantificazione da inserire nel business plan.
NEBs Evidenza emersa
Riduzione del calore emesso Non è stato possibile quantificare la riduzione
Aumento del comfort x operatori Non è stato possibile quantificarlo
Benefici per gli enti locali Strategico per l’azienda
Riduzione del rischio di incidenti e di malattie Rischi inferiori rispetto alla turbina. Esempi: non ci saranno più i monitoraggi ai camini; riduzione
delle procedure di controllo; solo controlli a macchina ferma del motore elettrico, temperature
elevate nel caso di TG.
Contributo a migliorare la strategia della company L’efficienza energetica contribuisce al piano di de-carbonizzazione
Maggiore flessibilità Il VFD è già incluso negli economics di progetto
Riduzione costi di ingegneria di manutenzione Non c'è riduzione poiché ci sono solo 2 persone assegnate nell'impianto ed è il numero minimo.
Riduzione del rumore Le macchine sono attualmente schermate poiché il limite notturno imposto dal comune (50db) è
prossimo al rumore presente al di fuori dell'impianto. Nel caso di nuova installazione, un
capannone insonorizzato è sempre necessario per soddisfare i requisiti ambientali. Risulta quindi
azzerato il vantaggio ambientale del motore elettrico rispetto alla turbina.
Riduzione dei DPI I DPI attualmente forniti sono Standard/generici e non ci dovrebbe essere alcuna variazione
Incremento del valore dell’Asset Aspetto già valutato all'interno dell'analisi standard dell'investimento (NPV dell'asset). Da affinare
con i nuovi contributi.Benefici multipli individuati – Perdite non energetiche
Valutazione dei rischi
Oltre ai benefici visti finora, il progetto può comportare due rischi principali, entrambi collegati alla necessità di acquistare energia elettrica, che
sono stati opportunamente valutati.
NELs (Non Energy Losses) Evidenza emersa
Maggiore acquisto di energia elettrica da rete Aspetto già valutato nel VECO e ripreso nell’analisi finanziaria (scenari di prezzo)
Verifica sul numero di interruzioni dell’erogazione di energia elettrica in Media Tensione da parte
di Enel nella Centrale di Fano che si sono verificate dal 2018 ad oggi. Visti i dati storici positivi e il
Rischio di interruzione dell’approvvigionamento
fatto che per l’alimentazione degli elettrocompressori è prevista una nuova linea Enel dedicata,
l’affidabilità delle rete Enel viene considerata adeguata.Analisi finanziaria – Scenario C
Scenario C - Elettrificazione unità di compressione gas e sostituzione con compressori alternativi
Sostituzione delle due turbine a gas con motori elettrici e sostituzione dei due compressori
centrifughi con compressori alternativi
Valutazione finanziaria Lo scenario C è il migliore dal
punto di vista finanziario se si
Senza NEB Con NEB Con NEB e TEE considerano sia i benefici
Ipotesi: 40 bar energetici che i non. E’ il migliore
Emissioni Evitate NPV (k€) 23.289 34.605 57.873 anche considerando solo i
[ktonCO2/anno]:
- Scopo 1: 43 IRR 12% 18% 34%
benefici energetici, ma con
- Scopo 2: -4 tempi di payback maggiori!
Nette: 39
IP 1,13 1,67 2,8
PBT (anni) 6,62 4,98 3,61 Focus TEE
Stessa tipologia di intervento di
EE che ha ottenuto TEE a in altro
sito Eni italiano.Progetto M-Benefits – Risultati finali 13
Progetto M-Benefits – Conclusioni
1. Creazione di database con KPI (NEB/NEL) utile per confrontare interventi di EE similari e
standardizzare benchmark di riferimento nel settore O&G
2. A 40 bar, tra i diversi scenari, l’ipotesi C è la migliore dal punto di vista finanziario, sia
inserendo i NEB nella valutazione che non facendolo. Grazie ai NEB in tutti gli scenari
otteniamo economics migliori
3. Diffusione del know-how relativo all’efficienza energetica e aumento della
sensibilità/interesse aziendale verso il tema della sostenibilità (commitment)
4. Tool-kit utilizzabile per progetti futuri
5. Difficoltà nel quantificare e valorizzare economicamente alcuni benefici, in particolare
quelli su aspetti HSE e sulla Strategy aziendale
6. Evidenza di costi operativi che normalmente non si considerano in sede di sviluppo progetti
1415
Back-up 16
Analisi finanziaria – Scenario A
Scenario A - Elettrificazione unità di compressione gas
Sostituzione delle due turbine a gas con motori elettrici
Valutazione finanziaria
Senza NEB Con NEB Con NEB e TEE
Lo scenario A presenta i risultati
Ipotesi: 40 bar NPV (k€) 9.039 22.983 42.019
migliori dal punto di vista dei
Emissioni Evitate IRR 6% 15% 32%
[ktonCO2/anno]:
NEB, in particolare per il MOCS.
- Scopo 1: 43 IP 0,52 1,33 2,44 È penalizzato dall’elevato prezzo
- Scopo 2: -10
Nette: 33
PBT (anni) 10,45 5,5 3,75 di acquisto dell’energia elettrica
Focus TEE
Stessa tipologia di intervento di
EE che ha ottenuto TEE a
RubiconeAnalisi finanziaria – Scenario B
Scenario B - Elettrificazione unità di compressione gas con re-bundle
Sostituzione delle due turbine a gas con motori elettrici e
re-bundle dei due compressori centrifughi
Valutazione finanziaria
Senza NEB Con NEB Con NEB e TEE Lo scenario B è comunque
Ipotesi: 40 bar
NPV (k€) 15.252 29.038 50.390 redditizio dal punto di vista dei
Emissioni Evitate
[ktonCO2/anno]: IRR 7% 15% 30%
NEB. Includendoli nell’analisi,
- Scopo 1: 43 gli economics migliorano in
- Scopo 2: -6 IP 0.7 1.32 2.3
Nette: 36 maniera importante
PBT (anni) 9.89 5.27 3.8
Focus TEE
Stessa tipologia di intervento di
EE che ha ottenuto TEE a
RubiconeAnalisi finanziaria – Scenario D
Scenario D - Sostituzione con motori endotermici e compressori alternativi
Sostituzione delle due turbine a gas con motori endotermici e sostituzione dei due compressori centrifughi con
compressori alternativi
Valutazione finanziaria
Ipotesi: 40 bar Senza NEB Con NEB Con NEB e TEE
Emissioni Evitate
[ktonCO2/anno]: NPV (k€) 19.832 29.526 48.836
- Scopo 1: 33
IRR 9% 14% 27%
- Scopo 2: 0
Nette: 33 IP 0,87 1,3 2,2
PBT (anni) 8,22 5,4 4,0Analisi finanziaria – Scenario E
Scenario E - Sostituzione di un turbo-compressore con motore endotermico e compressore alternativo
Sostituzione di una turbina a gas con motore endotermico e sostituzione di un compressore centrifugo con
compressore alternativo (start-up 2030)
Valutazione finanziaria
Ipotesi: 40 bar Senza NEB Con NEB Con NEB e TEE
Emissioni Evitate
[ktonCO2/anno]: NPV (k€) 6.106 11.536 19.127
- Scopo 1: 17 IRR 9% 17% 31%
- Scopo 2: 0
Nette: 17 IP 0,34 0,6 1,1
PBT (anni) 15 13,8 11,7Progetto M-Benefits – Lesson Learnt
1. La valutazione dei NEB, effettuata con dati reali e validati, insieme al coinvolgimento di
funzioni aziendali diverse, permette di migliorare gli economics in tutti gli scenari
d’investimento
2. Valorizzazione di aspetti operativi che non vengono considerati dagli strumenti
normalmente utilizzati per l’analisi economica dei progetti (approccio olistico)
3. Consente di supportare i progetti di efficienza energetica che spesso, utilizzando la
metodologia tradizionale, non producono indicatori economici sufficienti alla loro
approvazione
4. Coinvolgimento del top-management che consente di creare una proposta di valore
facilitando le fasi di lavoro successive
5. Coinvolgimento di specialisti appartenenti a più discipline permettono di avere una visione
più ampia del progetto (interdisciplinarietà);
6. Grazie all’esteso coinvolgimento dei colleghi di sito e distretto si facilita la diffusione del
know-how relativo all’efficienza energetica
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